Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО О Б Р А З О В А Н И Я СССР

СПЕЦИАЛЬНОГО

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА Т Р У Д О В О Г О К Р А С Н О Г О ЗНАМЕНИ И Н С Т И Т У Т Н Е Ф Т И И ГАЗА им, И. М . Г У Б К И Н А

Кафедра

разработки

и эксплуатации

нефтяных

месторождений

Утверждено Советом института в качестве учебного пособия

П. Д . л я п к о в

ПОДБОР УСТАНОВКИ ПОГРУЖНОГО

ЦЕНТРОБЕЖНОГО

НАСОСА К СКВАЖИНЕ Учебное п о с о б и е по дипломному, к у р с о в о м у проектированию и У Н И Р С специальности 0205 — «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений» П о д редакцией проф. Ш. К.

М О С К В А — 1987

Гиматудинова

У Д К 622.276(031) Ляпков П. Д . Подбор установки погружного центробежного насоса к сква­ жине. Учебное пособие. — М.: М И Н Г, 1987, 71 с. В настоящем пособии изложена методика решения задачи выбора типораз­ меров глубиннонасосного оборудования для эксплуатации добывающих скважин установками погружных центробежных насосов, которая разработана на базе последних достижений в изучении гидродинамики газожидкостных смесей в стволе скважины, в колонне насосно-компрессорных труб к в центробежном насосе, а также опыта эксплуатации У Э Ц Н на нефтепромыслах разных райо­ нов страны. Методика является оригинальной и не дублирует известные мето­ дики, применяемые в промышленности или в учебной практике, отличающиеся от изложенной в пособии либо чрезвычайной сложностью, либо, наоборот, неоп­ равданной элементарностью. Рецензенты: М- А. Кузнецов» Л . Г. Чичероа,

© Московский институт нефти и газа им. И, М, Губкина, 1987 г

1.

ВВЕДЕНИЕ

Погружные ц е н т р о б е ж н ы е н а с о с ы (УЭЦ11) в н а с т о я щ е е в р е м я я в л я ю т с я о д н и м из о с н о в н ы х с р е д с т в м е х а н и з и р о в а н ­ н о й э к с п л у а т а ц и и н е ф т я н ы х с к в а ж и н . На их д о л ю п р и х о д и т ­ ся б о л е е 5 3 % д о б ы в а е м о й в С С С Р нефти и б о л е е 6 3 % и з в л е ­ каемой из скважин ж и д к о с т и . В б л и ж а й ш и е г о д ы о ж и д а е т с я дальнейший рост доли УЭЦН в н е ф т е д о б ы ч е СССР. О д н о из в а ж н е й ш и х у с л о в и й э ф ф е к т и в н о г о и с п о л ь з о в а н и я У Э Ц Н — э т о правильный п о д б о р У Э Ц Н к с к в а ж и н е , т о е с т ь в ы б о р для к а ж д о й к о н к р е т н о й с к в а ж и н ы таких в з а и м о о б у с ­ ловленных типоразмеров насоса, э л е к т р о д в и г а т е л я с гидро­ з а щ и т о й , к а б е л я , т р а н с ф о р м а т о р а , п о д ъ е м н ы х т р у б из и м е ю ­ щ е г о с я парка о б о р у д о в а н и я , и т а к о й г л у б и н ы с п у с к а * н а с о с а в скважину, к о т о р ы е обеспечат о с в о е н и е скважины и - т е х н о ­ логическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в у с т а н о в и в ш е м с я р е ж и м е р а б о т ы с и с т е м ы с к в а ж и н а — У Э Ц Н при н а и м е н ь ш и х з а т р а т а х . П о д б о р У Э Ц Н к с к в а ж и н е на с о в р е м е н н о м у р о в н е с в я з а н с выполнением относительно трудоемких и громоздких вы­ числений и о с у щ е с т в л я е т с я с п о м о щ ь ю ЭВМ. В н а с т о я щ е м у ч е б н о м п о с о б и и и з л а г а е т с я у п р о щ е н н ы й ва­ риант м е т о д и к и п о д б о р а У Э Ц Н к с к в а ж и н е , р а с с ч и т а н н ы й на в о з м о ж н о с т ь осуществления его с п о м о щ ь ю калькулятора. В о т л и ч и е о т и з в е с т н ы х излагаемый с п о с о б у ч и т ы в а е т в о з м о ж н о с т ь о б о р у д о в а н и я насоса У Э Ц Н г а з о с е п а р а т о р о м , п р е д ­ назначенным д л я защиты насоса о т в р е д н о г о влияния с в о ­ б о д н о г о газа в о т к а ч и в а е м о й из с к в а ж и н ы п р о д у к ц и и . 2. О С Н О В Н Ы Е Э Т А П Ы П О Д Б О Р А У Э Ц Н К С К В А Ж И Н Е

Методика подбора УЭЦН к скважине состоит в выполне­ нии с л е д у ю щ и х о с н о в н ы х э т а п о в : — п о д г о т о в к а исходных данных, характеризующих н е о б х о ­ димые параметры дренируемого пласта, эксплуатационной колонны скважины, установившегося режима работы системы пласт — с к в а ж и н а — У Э Ц Н , и м е н у е м о й в д а л ь н е й ш е м с и с т е м о й скважина — У Э Ц Н , а т а к ж е с в о й с т в а и о б ъ е м н ы е с о о т н о ш е * Здесь и в дальнейшем под глубиной спуска насоса в скважину имеется в виду расстояние по оси ствола скважины от ее устья до всасывающей сетки насоса. 3

Да бдение р О

Р*

Р

Pzad

вх

Рис. I , К методике определения по газосодержанию Р глубины L давления у ?

u

Рлт

Г В Х

спуска насоса в скважину, давления рвх

ь ы х

или р^

р£

"

У входа в насос У входа

в насос,

на выходе из насосэ, а также приращения д а в ­

х

ления/? или р[ , которое должен сообщать насос проходящей через него скважиннон продукции для извлечения из скважины заданного д е ­ бита жидкости: 1—кривая изменения давления в эксплуатационной колонне скважины по ее длине; 2~кривая изменения объемно-расходного газосодержания по длине эксплуатационной колонны; З 4—кривые изменения давления в к о ­ лонне насосно-компрессорных труб при работе насоса без газосепаратора и с гаэосепаратором; р —давление в выкидной линии скважины; /*эаб— давление на забое скважины с

с

г

л

ния о т к а ч и в а е м ы х из с к в а ж и н ы н е ф т и , п о п у т н о й в о д ы и п о ­ п у т н о г о газа при различных т е р м о д и н а м и ч е с к и х у с л о в и я х ; — р а с ч е т и п о с т р о е н и е на м и л л и м е т р о в о й б у м а г е к р и в ы х и з м е н е н и я д а в л е н и я p{L. ) и объемного расходного газосодер­ ж а н и я рг(^эк) " о д л и н е э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н ы в и н т е р в а ­ л е о т ее з а б о я ( т о ч н е е — о т о т м е т к и р а с п о л о ж е н и я в е р х н и х отверстий ее фильтра) д о сечения, в к о т о р о м давление рав­ но д а в л е н и ю в в ы к и д н о й линии с к в а ж и н ы , для заданного д е ­ б и т а ж и д к о с т и Фжсу, п р и в е д е н н о г о к с т а н д а р т н ы м у с л о в и я м * , — см. кривые / и 2 на рис. 1; — в ы б о р п р е д в а р и т е л ь н о г о значения объемно-расходного г а з о с о д е р ж а н и я у в х о д а в насос в п р е д е л а х р = 0,05-^0,25, к о т о р о е д о л ж н о б ы т ь в о т к а ч и в а е м о й из с к в а ж и н ы п р о д у к ­ ции при р а б о т е с и с т е м ы скважина — У Э Ц Н в у с т а н о в и в ш е м с я режиме; — о п р е д е л е н и е по п р и н я т о м у п р е д в а р и т е л ь н о м у з н а ч е н и ю £г.вх и кривым / и 2 рис. 1 п р е д в а р и т е л ь н ы х значений г л у б и ­ ны с п у с к а L„ насоса в с к в а ж и н у и д а в л е н и я р у входа в насос; — оценка п о ф о р м у л е (74) значения к о э ф ф и ц и е н т а с е п а р а ­ ции К с в о б о д н о г о газа п е р е д в х о д о м с к в а ж и н н о й п р о д у к ц и и в насос и д е й с т в и т е л ь н о г о д а в л е н и я насыщения р ^ нефти и воды, нагнетаемых насосом в колонну подъемных т р у б (НКТ) п о п у т н ы м г а з о м , — п о (75); —- р а с ч е т и п о с т р о е н и е на м и л л и м е т р о в о й б у м а г е к р и в о й p(L ) и з м е н е н и я д а в л е н и я по д л и н е к о л о н н ы п о д ъ е м н ы х iK

г > п х

вХ

с

л-на

HKT

т р у б в и н т е р в а л е о т в ы х о д а п р о д у к ц и и из насоса д о у с т ь я с к в а ж и н ы д л я з а д а н н о г о д е б и т а ж и д к о с т и (кривая 3 на рис. 1) с у ч е т о м т о г о , ч т о при К > 0 ч а с т ь с в о б о д н о г о газа п р о х о ­ д и т м и м о н а с о с а и, с л е д о в а т е л ь н о , не п о п а д а е т в Н К Т ; — о п р е д е л е н и е значения давления в Н К Т на г л у б и н е с п у с ­ ка насоса L п о к р и в о й 3 рис. 1; о ц е н к а перепада д а в л е н и я p по ф о р м у л е с

n

Q

Pz = / W - А.х>

О)

который требуется с о о б щ и т ь скважинной продукции, чтобы систе­ ма скважина — У Э Ц Н работала в установившемся режиме с за­ данным дебитом жидкости; — оценка по <3жсу и р (с учетом влияния на р а б о ч у ю харак­ теристику насоса с в о б о д н о г о газа в проходящей через насос про­ дукции и кажущейся вязкости ее) значений подачи Q и напора Я , которые должен иметь подбираемый к скважине насос при откачке воды стандартной температуры, чтобы при работе, в сква­ жине на найденной выше глубине L он смог обеспечить извлече­ ние заданного дебита жидкости (Э у; с

R

в с

n

ШС

* Здесь и далее под стандартными термодинамическими имеются в виду давление (абсолютное р =0,1013 МПа) Г =293,2К. сс

условиями ( С У ) и температура

с т

2—2175

5

2500

/00

50

/50

Подача

200

м /сут э

Рис. 2. Рабочие характеристики (паспортные) погружных центробежных насосов для добычи нефти; г—число ступеней в насосе: а) / — 9 Э Ц Н 5 - 4 0 - 1 4 0 0 , £ = 273; ^ - 9 Э Ц Н 5 - 4 0 - 1 7 Б 0 , г = 349; 3—9ЭЦН5-80-1200, г = 274; 4—9ЭЦН5-80-1550, г = 3 6 4 ; 5—9ЭЦН5-80-1800, г = 4 1 3 ; 6-9ЭЦН5А100-1350, г ^ 2 6 4 ; 7—9ЭЦН5-130-1200, 2 = 283; 8—9ЭЦН5-130-1400, г = 348; 9—9ЭЦН5-130-1700, г = 400; /0-9ЭЦН5А-16О-14ОО. г = 2 9 6 ; 11— 9ЭЦН5А-1601750, г = 361

— выбор по Q , И„ , д и а м е т р у э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н ы скважины, некоторым свойствам откачиваемой продукции ( к о р р о з и о н н о с т ь , наличие в п р о д у к ц и и м е х а н и ч е с к и х примесей, н а п р и м е р , песка) и п а с п о р т н ы м р а б о ч и м характеристикам* (рис. 2) п о г р у ж н ы х ц е н т р о б е ж н ы х н а с о с о в т а к о г о т и п о р а з м е ­ ра, к о т о р ы й у д о в л е т в о р я л бы н е р а в е н с т в у B

с

* Паспортную характеристику насоса получают осреднением результатов испытаний нескольких насосов установочной партии на воде плотностью 1000 к г / м и вязкостью 0,001 П а - с при гарантированном отсутствии кавнтадионных явлений в насосе и свободного газа в откачиваемой воде. Паспортная характеристика входит в комплект технической документации на партию У Э Ц Н ; может быть найдена также в справочной литературе \2, 31. 3

6

х — ~ Х ^ X j \1 Т Д Т [ X l X L l X | X n X | X Q !

О

/00

200

500

WO

ttt—X TTTTj X j о

ft/

SOO

600

Рис.

2. Рабочие характеристики (паспортные) погружных центробежных насо­ сов для добычи нефти; z — число ступеней в насосе: б) 1—9ЭЦН5-200-800, г — 2 2 5 ; 2—9ЭЦН5А-250-1000, г = 1 8 5 ; 3—9ЭЦН5А-2501400, 2 = 264; 4—9ЭЦН5А-250-1700, г-=300; 5-9ЭЦН6-350-J100, z = 158; 6-9ЭЦН5А-360-850. г = 1 8 4 ; 7—9ЭЦН5А-360-1100, г=248; S—9ЭЦН5А-3601400, г = 322; 9—9ЭЦН6-250-1600, г = 274. / 0 - 9 Э Ц Н 6 - 2 5 О - М О О г = 2 3 1 ; И— 9ЭЦН6-250-1050, г = 185

0,65 <

— ^

< 1,25,

г д е Qb.от — подача насоса в о п т и м а л ь н о м р е ж и м е р а б о т ы паспортной характеристике его, а также неравенству ДЯ,

(2) по

(3)

где Я £ — н а п о р насоса п о п а с п о р т н о й х а р а к т е р и с т и к е , с о о т ­ в е т с т в у ю щ и й п о д а ч е £? , м; АН — п о п р а в к а , п о з в о л я ю щ а я п е ­ р е с ч и т а т ь п а с п о р т н ы й н а п о р на так называемый в е р о я т н ы й н а п о р н а с о с а при е г о р а б о т е на в о д е [ I ] . С о г л а с н о оп­ ределяется по эмпирической формуле в

2*

Подача

&, м*/сут

Рис. 2. Рабочие характеристики (паспортные) погружных центробежных сов для добычи нефти; z — число ступеней в насосе:

насо­

в) / - 9 Э Ц Н 6 - 3 0 0 - 7 5 0 , , 2 = 1 4 5 ; 2-9ЭЦН6-700-800, 2 = ; 152; 3-9ЭЦН61000 900 z = 208; 4—9ЭЦН6-500-1100, 2 = 2 1 7 ; 5— ЭЭЦН5А-500-1000, г = 2 5 4 ; 6-9ЭЦН5А-500-800, 2 = 2 1 2

А

/

у

=

^ 0 , 9 2 ^

о

п

т

(

4

)

3,9+0,023

г д е /-/".опт и Q — значения о п т и м а л ь н о г о напора (м) и о п т и ­ мальной п о д а ч и (м -'сут) на п а с п о р т н о й х а р а к т е р и с т и к е на­ соса; — расчет потребляемой мощности предварительно выбран­ ным н а с о с о м при о т к а ч к е им з а д а н н о г о к о л и ч е с т в а ж и д к о с т и в у с т а н о в и в ш е м с я р е ж и м е р а б о т ы с и с т е м ы скважина — У Э Ц Н п о значениям Q и М с у ч е т о м влияния на п о т р е б л я е м у ю e

n

o t l T

3

K

8

вС

•J

мощность плотности и кажущейся в я з к о с т и п р о х о д я щ е й че­ рез н а с о с п р о д у к ц и и ; — в ы б о р п о [2, 3, 4, 8] п о г р у ж н о г о э л е к т р о д в и г а т е л я к насосу по рассчитанной выше потребляемой мощности, диа­ м е т р у эксплуатационной колонны к температуре жидкости в с т в о л е с к в а ж и н ы на г л у б и н е L с п у с к а в нее У Э Ц Н , о п р е д е ­ ление минимально допустимой с к о р о с т и охлаждающей двига­ тель жидкости и р а с ч е т по w и п л о щ а д и сечения з а з о ­ ра м е ж д у с т е н к а м и э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н ы с к в а ж и н ы и двигателя минимально д о п у с т и м о г о дебита жидкости Q при д л и т е л ь н о й н е п р е р ы в н о й р а б о т е д в и г а т е л я ; H

asJ!

— проверка в о з м о ж н о с т и освоения скважины выбранной у с т а н о в к о й при г л у б и н е /-„ спуска ее в с к в а ж и н у . Д л я э т о г о в ы ч и с л я ю т с я п о ф о р м у л а м (101) и (ЮЗ) минимальные значе­ ния г л у б и н ы с п у с к а L и напора Н насоса, которые необ­ х о д и м ы д л я о с в о е н и я с к в а ж и н ы (в ч а с т н о с т и , п о с л е ее п р о ­ мывки или г л у ш е н и я т е х н о л о г и ч е с к о й ж и д к о с т ь ю с у щ е с т в е н ­ но б о л ь ш е й п л о т н о с т и , чем п л о т н о с т ь о т к а ч и в а е м о й п р о д у к ­ ции), и с о п о с т а в л я ю т с я с о о т в е т с т в е н н о с L и с HQ — Д//, c

a

М

Л

H

ОXЛ

г д е H~Q

— н а п о р насоса при С? , п о е г о п а с п о р т н о й 0

л

характе­

р и с т и к е , при э т о м если / У > 0 , 9 8 (HQ — Д/Л, то в случае ^осв^^-н У Э Ц Н м о ж е т о с в о и т ь с к в а ж и н у , в п р о т и в н о м с л у ч а е н е о б х о д и м о у в е л и ч и т ь г л у б и н у с п у с к а насоса д о £ ; если 1 С В

0 С в

Дкв <Г 0,98 ( H Q ^ ^ — Д Я ) , т о насос не с м о ж е т о с в о и т ь при л ю б о й г л у б и н е е г о п о д о б р а н д р у г о й насос

спуска и к с большим

скважину

скважине должен быть напором при Q ; если o W

W > 0,98 [Щ — Д#( и £ < £ „ , то н е о б х о д и м о решить воп­ р о с о ц е л е с о о б р а з н о с т и у м е н ь ш е н и я г л у б и н ы спуска насоса до £ и у с т а н о в к и п е р е д ним г а з о с е п а р а т о р а ; — е с л и п р и н я т о р е ш е н и е у м е н ь ш и т ь г л у б и н у спуска н а с о ­ са п о с р а в н е н и ю с L или о б о р у д о в а т ь У Э Ц Н г а з о с е п а р а т о ­ р о м , т о в ы п о л н я е т с я оценка н о в о г о з н а ч е н и я к о э ф ф и ц и е н т а сепарации газа п е р е д в х о д о м в н а с о с с у ч е т о м наличия п е р е д ним г а з о с е п а р а т о р а и р а с ч е т к р и в о й 4 (рис. 1) р а с п р е д е л е н и я давления по длине НКТ;. ох1

W B

t C B

о с в

— о п р е д е л е н и е п о р и с . 1 значений р , р , р и расчет ряда д р у г и х п а р а м е т р о в р а б о т ы с и с т е м ы скважина — У Э Ц Н с ц е л ь ю р е ш е н и я в о п р о с а : у д о в л е т в о р я е т ли выбранный н а с о с н е р а в е н с т в а м (2), (3) при п о д с т а н о в к е в них значений Q и / / , с о о т в е т с т в у ю щ и х н о в о й г л у б и н е с п у с к а насоса; выбор н о в о г о т и п о р а з м е р а У Э Ц Н , е с л и н е р а в е н с т в а (2), (3) не у д о в ­ летворяются; вх

г в Х

В Ь ] Х

B

в с

— о п р е д е л е н и е напора н д а в л е н и я , к о т о р ы е с п о с о б е н р а з ­ в и т ь п о д о б р а н н ы й насос с номинальным ч и с л о м с т у п е н е й при 9

р а б о т е в с к в а ж и н е на у с т а н о в и в ш е м с я режиме с п о д а ч е й , с о ­ о т в е т с т в у ю щ е й заданному дебиту жидкости С ; — р е г у л и р о в а н и е ( п о д г о н к а ) н а п о р н о й х а р а к т е р и с т и к и на­ с о с а у м е н ь ш е н и е м числа с т у п е н е й в н е м , ш т у ц е р о м или к о м ­ б и н и р о в а н н ы м с п о с о б о м в с л у ч а е , если р а з в и в а е м ы й н а с о с о м н а п о р при р а б о т е в р е ж и м е , с о о т в е т с т в у ю щ е м о т б о р у из с к в а ­ жины заданного дебита Q , существенно больше требуе­ мого; — о п р е д е л е н и е м о щ н о с т и , п о т р е б л я е м о й н а с о с о м или насо­ сом с г а з о с е п а р а т о р о м , если п о с л е д н и й р е ш е н о у с т а н о в и т ь пе­ ред насосом; проверка загруженности погружного электро­ двигателя; — в ы б о р о к о н ч а т е л ь н о г о варианта д в и г а т е л я , э л е к т р о к а б е ­ л я , т р а н с ф о р м а т о р а и станции у п р а в л е н и я . ж с у

Mcy

3. П О Д Г О Т О В К А И С Х О Д Н Ы Х Д А Н Н Ы Х

В табл. 1 перечислены параметры пласта, скважины и д о ­ б ы в а е м о й п р о д у к ц и и , к о т о р ы е н е о б х о д и м о и м е т ь для в ы п о л ­ нения р а с ч е т о в по в ы б о р у У Э Ц Н и о п р е д е л е н и ю г л у б и н ы с п у с к а насоса в с к в а ж и н у . В с т о л б ц е 5 т а б л . 1 даны з н а ч е ­ ния п а р а м е т р о в , и с п о л ь з у е м ы е в п о к а з а т е л ь н о м п р и м е р е п о х о д у и з л о ж е н и я м е т о д и к и р а с ч е т а ( с м . п. 5). Значения п а р а м е т р о в п о д № 1 , 2, 4, 6, 7, 9, 10 б е р у т из промысловой документации скважины, к которой требуется п о д о б р а т ь У Э Ц Н ; значение G в ы ч и с л я ю т п о ф о р м у л е 0 = (Гф-Г

н с

)/(Л -1 ф

н с

),

(5)

г д е 7" — т е м п е р а т у р а н е й т р а л ь н о г о с л о я з е м н о й к о р ы , рав­ ная: для К о м и А С С Р 2 7 6 , 5 ^ - 2 7 7 К; д л я Западной Сибири 2 7 6 ™ 2 8 0 К; д л я П е р м с к о й о б л а с т и , Башкирии, Т а т а р и и и К у й б ы ш е в с к о й о б л а с т и 278 - i - 2 8 0 К; д л я Б е л о р у с с и и — 282 К; для Краснодарского края и Чечено-Ингушской А С С Р —2 8 6 ч - 2 8 7 К; для А з е р б а й д ж а н а , К а з а х с т а н а и С р е д н е й А з и и — 2 8 5 ^ - 2 9 3 К; L — г л у б и н а залегания н е й т р а л ь н о г о с л о я г о р ­ ных п о р о д о т п о в е р х н о с т и з е м л и , равная для п е р е ч и с л е н н ы х р а й о н о в ^ 2 5 м; значение 0 в ы ч и с л я ю т п о ф о р м у л е нс

a

c

e^arctg

(6)

или б -= arccos

^*

,

(7)

где 1 , . — горизонтальное смещение забоя скважины, м, о т н о ­ сительно вертикальной проекции ее устья, а Ь — удлинение с т в о л а с к в а ж и н ы , м, п о с р а в н е н и ю с Я . Значения L или Лулд б е р у т т а к ж е из п р о м ы с л о в о й д о к у м е н т а ц и и на с к в а ж и н у . Если з н а ч е н и е 9, найденное п о (6) или (7), не б о л е е 6°, т о скважину можно считать практически вертикальной и принять приближенно 9 = 0°. Значение поправки х принимают с ч

ухл

ф

ю

r C H

Таблица 1

ч Основные параметры пласта, скважины и скважинной продукции к методике расчетов по подбору У Э Ц Н к скважине

Наименование

Единица

параметра

измерения

Пластовое давление, приведенное к верх­ нему ряду отверстий фильтра эксплуатаци­ онной колонны Температура продукции у верхних отвер­ стии фильтра, практически равная темпера­ туре пласта Геотермический градиент (средний) гор­ ных пород, вскрытых скважиной Расстояние по вертикали от устья сква­ жины д о верхних отверстий фильтра ее эк.сплуатационной колонны Средний угол между осью ствола сква­ жины и вертикалью Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в месте размещения электродвига­ тели У Э Ц Н Коэффициент продуктивности

скважины

Поправка на влияние попадания в призабойную зону пласта технологической жид­ к о с т и при промывках или глушении сква­ жины на коэффициент ее продуктивности Давление в выкидной линии скважины Технологическая норма отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит скважины) Внутренний диаметр колонны НКТ Эквивалентная шероховатость внутренних стенок Н К Т Давление насыщения нефти попутным га­ зом по данным однократного разгаэирования нефти при температуре пласта Газовый фактор нефти, то есть приведен­ ное к СУ количество газа, выделяющегося из нефти при снижении давления от р а с до Р п = 0ЛЛ13 МПа при Тп.* Плотность попутного газа при СУ Объемная доля азота в попутном газе при СУ Плотность нефти при СУ Плотность технологической жидкости для глушения скважины Объемная доля попутной воды б добывае­ мой из скважины жидкости при СУ

Символ

Значение к расчетному примеру

МПа

Рид

К

Гф

Л7м

G

м

Н$

град

в

м

14,5

I 3)5 0,0177 2008 1

17 0,13

м сут-МПа

К

22,0

безраз­ мерная МПа

х

0.5 0,65

3

Фжсу

м /с м 3

К

м

0,001273 0,05 15-10 9,0

МПа

Н

м /м кг/м 3

3

м ,/м кг/м 3

3

3 3

кг/м

3

м /м

3

3

Гц.нас Prey

48,5 1,42

Уа рису

0,092 850

Ртж

1200

Расу

0,35

Продолжение

20 21 22

Плотность попу гной воды при СУ Коэффициент растворимости газа в попутной воде

кг/м

попутного

Расу

3

м м МП а 3

а

ОД 5

г

Постоянные в уравнении (10) количества газа, растворенного в нефти при Г л Постоянные в уравнении ( l l j объемного коэффициента нефти при Г п Постоянные в уравнении (12) плотности насыщенной растворенным газом при Т нефти Постоянные в уравнении (13) вязкости насыщенной растворенным газом при Т л нефти

m «г

—

—

т

-

г

ъ

л

24 25

1350

э

П

23

ъабл, i

tip

Пл

*

—

17,9 0,45+ i.l 0,0244 821,5 00115 0,00586 0,2755

-

П

г

на о с н о в а н и и о п ы т а о с в о е н и я с к в а ж и н , п р о б у р е н н ы х на э к с ­ п л у а т и р у е м ы й п л а с т . При о т с у т с т в и и о п ы т н ы х данных п р и н и ­ м а ю т х «= 0,5, е с л и в к а ч е с т в е т е х н о л о г и ч е с к о й ж и д к о с т и д л я г л у ш е н и я или п р о м ы в к и с к в а ж и н ы и с п о л ь з о в а л и в о д у или к а к у ю - л и б о д р у г у ю ж и д к о с т ь на в о д н о й о с н о в е ; е с л и ж е с к в а ж и н у п е р е д с п у с к о м У Э Ц Н не п р о м ы в а л и и не г л у ш и л и или е с л и названные о п е р а ц и и в ы п о л н я л и , но с и с п о л ь з о в а н и ­ ем в к а ч е с т в е т е х н о л о г и ч е с к о й ж и д к о с т и н е ф т и или д р у г о й ж и д к о с т и на н е ф т я н о й о с н о в е , т о п р и н и м а ю т х = 1. Т е х н о л о ­ г и ч е с к у ю н о р м у о т б о р а ж и д к о с т и из с к в а ж и н ы Q устанав­ ливает геолого-технологическая служба, ведущая разработку м е с т о р о ж д е н и я . Внутренний диаметр колонны НКТ выбира­ ют, п о л ь з у я с ь следующими данными: iKCy


3

<Г 1ГЮ

50.

.

.300

1С0 . . . 5 6 0

>300

0 , м 0,040 0,050 0,062 0,076 З н а ч е н и я п а р а м е т р о в п о д № 13 . . . 2 5 б е р у т или о п р е д е ­ ляют по результатам лабораторных исследований проб пла­ с т о в о й н е ф т и и в о д ы э к с п л у а т и р у е м о й з а л е ж и , при э т о м д л я о ц е н к и значения к о э ф ф и ц и е н т а з п о л ь з у ю т с я ф о р м у л о й № Т

г

я

г -

Г

в н а с

/р

,

внас

(8>

где Г — газовый фактор попутной воды, м / м ; / \ . —да­ в л е н и е н а с ы щ е н и я в о д ы п о п у т н ы м г а з о м , М П а , к о т о р о е при­ б л и ж е н н о м о ж н о п р и н я т ь равным р . Если значение Г в

3

н а с

иК

3

н а с

в к з с

н е и з в е с т н о , т о для пластовой воды (имеется в виду ирирод- ная п л а с т о в а я в о д а , не р а з б а в л е н н а я н а г н е т а е м о й в п л а с т в о ­ д о й ) п р и н и м а ю т в с р е д н е м о ^ 0 , 1 м ' / ( м • М П а ) : если п о п у т ­ ная в о д а я в л я е т с я с м е с ь ю п л а с т о в о й и н а г н е т а е м о й , т о п р и ­ нимают о р и е н т и р о в о ч н о г

12

3

° = 0,1 . ( г

Р в с у

- Ю00)/(

_

РвпЛ

1000),

(9)

ч

г д е рвсу Рвпл — п л о т н о с т ь о п р е с н е н н о й и п л а с т о в о й в о д ы п р и СУ соответственно. Д л я о ц е н к и значений п о с т о я н н ы х т п, т , п т, п т уравнениях: и

г>

г

в>

в

а

р1

[Ч

в

• / Л , если

'т

г

П

если

т

Рн =

о

*

(10)

н с

• Рнас, е с л и

в

наС)

р>р , ;

если / > < р

•р";

т

р<р

,

н а с

(И)

р>р ; нк

/ Р% , е с л и

р<р , ав(

*

(12)

р>р ,; / Л , если / "пас / Р р> е с л и р < р liati йл

Н 1С, е с л и

/Я

p>p

(13)

liuZ

— необходимо иметь соответствующие экспериментальные з а в и с и м о с т и . Эти з а в и с и м о с т и п о л у ч а ю т о б ы ч н о в р е з у л ь т а т е исследования отобранной с забоя скважины пробы пластовой н е ф т и , из [5] или р а с ч е т н ы м п у т е м , п о л ь з у я с ь р е к о м е н д а ц и я ­ ми М. Д . Ш т с ф а 16] или И. И. Д у н ю ш к и н а и И. Т. М и ­ щ е н к о [ 7 ] . О б р а з е ц у п о м я н у т ы х з а в и с и м о с т е й для д е в о н с к о й нефти о д н о й из скважин Р о м а ш к и н с к о г о м е с т о р о ж д е н и я п р е д ­ с т а в л е н на р и с . 3. О ц е н к у значений m , п , т и т. д . о с у ­ щ е с т в л я ю т п о части э к с п е р и м е н т а л ь н ы х к р и в ы х , с о о т в е т с т в у ­ ю щ и х о б л а с т и р<ьр г, с р е д н е а р и ф м е т и ч е с к и м м е т о д о м или методом наименьших к в а д р а т о в . П р и б л и ж е н н ы е значения э т и х величин н а х о д я т т а к ж е р е ш е н и е м с и с т е м уравнений вида v

г

9

иа

I g v , = \gm

+

y

flylgAT,

где у и у — значения р а с с м а т р и в а е м о м функции ( Г , b р или р-,,), с н я т ы е с с о о т в е т с т в у ю щ е й к р и в о й при д а в л е н и я х р и / > , как п о к а з а н о ниже. Примем давление р в в ы к и д н о й линии у у с т ь я с к в а ж и н ы равным 0,65 М П а , д а в л е н и е н а с ы щ е н и я р = 9,0 МПа. Д л я отыскания значений т и п определяем по к р и в о й Г {/>) (рис. 3) з н а ч е н и е Г — 14,7 м /м\ соответствующее р = 0,65МПа, и Г = 48,5 м / м , с о о т в е т с т в у ю щ е е р ^ = 9,0 М П а . д

н я е

п

at

н

л

н а с

я

тс

Т

г

н

3

н л

н

3

а а с

. Составляем систему

3

нг

уравнений

l g 14,7 = l g m 3-2175

я

P

+ / 1 l g 0,65 Г

13

*5

4

4?

r

40 W

-

30 \-

< -0,005

-

го

-

/о

i L

0

H 850

Л BOO

Рис. 3. Зависимость количества растворенного газа, приведенного к стандартным условиям, Г , объемного коэффициента 6 , плотности pi, н вязкости ц ,• де­ вонской нефти Сулеенской площади Ромашкинского месторождения от давле­ ния р при пластовой температуре н

Н

l g 48,5 = l g m - b * l g 9,0, r

решая к о т о р у ю ,

r

находим: m = 17,9, п = 0,454. r

г

С о с т а в и в аналогичным о б р а з о м стему Ig 1,088 = \gm

и решив ее, получаем

т =\,\ в

e

базе кривой

си­

Ь {р) п

+ n \g 0,65

e

lgU6*=lgm

на 6

+

/i lg9,0 e

и п => 0,0244; в

решив

систему

l g 825,5 = l g m - r t l g 0,65 p

p

l g 801,0 « l g m - r t l g 9,0, p

с о с т а в л е н н у ю на б а з е кривой ••0,0115; р е ш е н и е и

системы

р (/?), н

p

находим: т = р

821,5; п

0

=

l g 0,0066 ^ l g / w ^ - z ^ l g 0,65

f

^0,0032 = ^ 1 1 ^ - / 1 ^ 9 , 0 , с о с т а в л е н н о й на о с н о в е ч

кривой [i (/>), H

дает:

m

1JL

= 0,00536

ц

= 0,2755. 4. О С Н О В Н Ы Е П О Н Я Т И Я , О П Р Е Д Е Л Е Н И Я И Ф О Р М У Л Ы , ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В РАСЧЕТАХ 4.1. О Б Ъ Е М Н Ы Е С О О Т Н О Ш Е Н И Я Ф А З И К И Н Е М А Т И Ч Е С К И Е ПАРАМЕТРЫ ПОТОКА С К В А Ж И Н Н О Й П Р О Д У К Ц И И

П о т о к с к в а ж и н н о й п р о д у к ц и и на п у т и о т фильтра э к с п л у ­ а т а ц и о н н о й к о л о н н ы скважины д о н а с о с а , в н а с о с е и в к о л о н ­ не Н К Т в о б щ е м с л у ч а е с о с т о и т из н е ф т и , с в о б о д н о г о п о ­ п у т н о г о газа, п о п у т н о й в о д ы и т в е р д ы х ч а с т и ц в в и д е кри­ сталлов парафина, солей, а также микрочастиц горной п о р о ­ д ы , в ы н о с и м ы х из д р е н и р у е м о г о п л а с т а . О б ъ е м н а я д о л я т в е р ­ д ы х ч а с т и ц в п о т о к е о б ы ч н о н е в е л и к а и не в л и я е т с у щ е с т ­ в е н н о на т е ч е н и е п р о д у к ц и и , если г е о м е т р и я п р о т о ч н ы х ка­ налов остается практически неизменной. П о э т о м у в гидроди­ н а м и ч е с к и х р а с ч е т а х наличием т в е р д о й фазы в п о т о к е с к в а ­ жинной продукции м о ж н о пренебречь. С о о т н о ш е н и я о б ъ е м о в нефти, попутной воды и с в о б о д н о ­ г о газа в п о т о к е п о п у т и е г о д в и ж е н и я н е п р е р ы в н о м е н я ю т ­ ся в с л е д с т в и е и з м е н е н и я д а в л е н и я и т е м п е р а т у р ы . О б ъ е м н о е с о о т н о ш е н и е фаз в п о т о к е при к о н к р е т н ы х т е ­ кущих значениях давления р и температуры Т характеризуют двумя параметрами: объемной расходной долей (объемно-рас­ ходным фазосодержанием — газосодержанием, нефтесодержанием, в о д о с о д е р ж а н и е м ) Рф-Зф/Оси

и объемной истинной жанием)

долей (объемным < Р

Ф

- V

(14)

истинным

5

фазосодер­ (15)

фазы в п о т о к е , г д е ф и Q = ЭДФ — о б ъ е м н ы е р а с х о д ы фазы и в с е г о п о т о к а ч е р е з с е ч е н и е ; 5 — ч а с т ь п л о щ а д и сечения к а ­ нала, з а н я т о й ф а з о й ; S — о б щ а я п л о щ а д ь с е ч е н и я канала. В качестве кинематических параметров потока в дальней­ шем и с п о л ь з у ю т с я : п р и в е д е н н а я с к о р о с т ь фазы — ф

c u

Ф

^лр.ф = Р / 5 , Ф

(16)

средняя скорость потока — • » c - - Q « / s « S v * ,

(17)

и с т и н н а я с к о р о с т ь фазы —

с к о р о с т ь д р е й ф а фазы — %.Ф

= а'

и ф

-и;

с м

.

(19)

3'1з (18) с л е д у е т : ^Ф

в Ш

п р

.Ф'' «Ф.

(20)

ш

а из (19) и (20): Рф

(

=

% .ф/Км + с%. ).

(21)

ф

Р

Если п л о т н о с т ь в н у т р е н н е й фазы' д и с п е р с н о й больше плотности внешней, то перед ш в (19), ж е н б ы т ь знак минус. Из (14), (16), (17) с л е д у е т , ч т о

системы (21) д о л .

др

^

=

*%.Ф

/

ш

™.

(22)

Важными х а р а к т е р и с т и к а м и водонефтяного и водонефтег а з о в о г о п о т о к о в я в л я ю т с я , по [ 1 ] , п е р в а я и в т о р а я к р и т и ч е с ­ кие с к о р о с т и с м е с и " V . =°.°

6

• 5 б ' * - {gD ) \

4

в

r

(23)

!

° V 2 = 0 , 4 8 7 - (gD f\

(2 )

r

а т а к ж е с к о р о с т ь сдвига

4

потока Т = Sw jD , c

(25)

r

г д е g — у с к о р е н и е силы т я ж е с т и : р — объемно-расходная д о л я в о д ы в ж и д к о с т и п о (14) или (22); D — г и д р а в л и ч е с к и й д и а м е т р канала; е ж

r

= 45/П,

D

r

(26)

П — п е р и м е т р п о п е р е ч н о г о с е ч е н и я канала. В формулах (14) . . . (26) единицами и з м е р е н и я величин я в л я ю т с я : д л я р а с х о д о в С* , Q — м / с : для с к о р о с т е й о\.„, « Ч . Ф * »Ф> ^ Р . Ф ' ^ < P I ' Ч р а - " / ^ Лля л и н е й н ы х величин Д . , П — м : д л я п л о щ а д е й 5 , S — м ; д л я у с к о р е н и я силы т я ж е ­ с т и — м / с , д л я с к о р о с т и с д в и г а 7 — с ; д л я З , ср - д о л единицы. ф

C 4

3

Ш

Ф

2

2

- 1

4.2. Т И П Ы И С Т Р У К Т У Р Н Ы Е Ф О Р М Ы С К В А Ж И Н Н О Й УСЛОВИЯ

И ГРАНИЦЫ

ф

ф

я

ПРОДУКЦИИ.

ИХ С У Щ Е С Т В О В А Н И Я

Р а з л и ч а ю т д в а типа в о д о н е ф т я н о й с м е с и : Н/В и В / Н - В с м е с и типа Н/В в н е ш н е й фазой я в л я е т с я в о д а , в н у т р е н н е й — н е ф т ь ; в с м е с и типа В / П , н а о б о р о т , в н е ш н е й фазой я в л я е т с я н е ф т ь , в н у т р е н н е й — в о д а . В н е ш н я я фаза в с е г д а п р е д с т а в л е н а 16

непрерывной ф а з о й , в н у т р е н н я я — д и с п е р г и р о в а н н о й в о в н е ш * * Д в у х ф а з н ы е г а з о ж и д к о с т н ы е с м е с и м о г у т б ы т ь л и б о типа Г/Н (газ в н е ф т и ) , л и б о типа Г/В (газ в в о д е ) , а т р е х ф а з н ы е в о д о н е ф т е г а з о в ы е — типа (В + Г)/Н ( в о д а -f- газ в н е ф т и ) и т и п а ' ( Н + П / В ( н е ф т ь + газ в в о д е ) . Д в у х - и трехфазные потоки различают и по форме с т р у к ­ т у р ы , т о е с т ь п о р а з м е р у частиц в н у т р е н н е й фазы ( в н у т р е н ­ них фаз), р а с п р е д е л е н н ы х по в н е ш н е й , а т а к ж е п о х а р а к т е р у их р а с п р е д е л е н и я . Т и п и ч н ы е с т р у к т у р н ы е ф о р м ы в о д о н е ф т я ных п о т о к о в : к а п е л ь н а я , к о г д а в н у т р е н н я я фаза р а с п р е д е л е н а в в и д е к а п е л ь с р а в н и т е л ь н о б о л ь ш и х р а з м е р о в ( б о л е е 0,5 с м ) в о в н е ш н е й , и э м у л ь с и о н н а я , к о г д а в н у т р е н н я я фаза п р е д ­ с т а в л е н а в о в н е ш н е й капельками д и а м е т р о м п о р я д к а Ю . . . . 10~ см. Типичные формы нефтегазовых п о т о к о в в стволе с к в а ж и н ы и в И К Т при э к с п л у а т а ц и и с к в а ж и н п о г р у ж н ы м и ц е н т р о б е ж н ы м и н а с о с а м и с л е д у ю щ и е : п у з ы р ь к о в а я ( е е назы­ вают также э м у л ь с и о н н о й ) , к о г д а г а з о в а я фаза р а с п р е д е л е н а в в и д е п у з ы р ь к о в м а л о г о размера п о в с е м у о б ъ е м у ж и д к о ­ сти, и снарядная (ее называют также п р о б к о в о й , четочной), когда о с н о в н а я масса с в о б о д н о г о газа в п о т о к е с о с р е д о т о ч е н а в п у з ы р ь к а х , с о и з м е р и м ы х по д и а м е т р у с д и а м е т р о м канала. Д л я н е ф т е в о д о г а з о в ы х п о т о к о в н а и б о л е е типичными с т р у к ­ турными формами можно считать: капельно-пузырьковую, эмульсионно-пузырьковую и эмульсионно-снарядную. еЙ

- 4

2

Области существования основных типов и структурных форм нефтегазового, нефтеводяного и нефтеводогазового в о с х о д я щ и х п о т о к о в , по п р и в е д е н ы в т а б л . 2. 4.3.

ВЫЧИСЛЕНИЕ ИСТИННЫХ Д О Л Е Й ФАЗ В ВОСХОДЯЩЕМ ДВУХ-

И

ТРЕХФАЗНОМ

ПОТОКЕ

Д л я в о д о н е ф т я н о г о п о т о к а типа Н / В при к а п е л ь н о й с т р у к ­ т у р е истинная д о л я в н у т р е н н е й фазы ( н е ф т и ) определяется: по ф о р м у л е (27)

Ф„ = о,м

(0,0l+^-

I

W

)-

('£ нв 3

при э м у л ь с и о н н о й с т р у к т у р е — п о ?и « ю

п р

IP.—P.i|/p ) B

формуле

. а>с-

Истинная д о л я н е п р е р ы в н о й определяется по формуле Ф.= 1 - ?

(28)

я

фазы ( в о д ы )

в

.

в этих

случаях

(29)

Таблица2 Области существования основных типов и структурных форм нефтеводяного, нефтегазового и водонефтегазового восходящих потоков

Фазовый состав Потока

Д о л я воды в жидкости

Тип

Нефть +

смеси

г/н

газ

Нефть + вода

Н/В

в/н в/н

0<рвж<0,5

Рвж>0 5

Н/В

1

(Н +

Наименование структуры

Границы с у щ е с т в о в а н и я типа и с т р у к т у р ы смеси

Пузырько­ вая Снарядная

Фг < 0*6^

Капельная Капельная Эмульси­ онная Капельная Эмульси­ онная

П / В Капельно-

пуэырьксвая (В + Г ) / Н Капельнопузырькевая (В + П / Н Эмульсионнопузырьковая (В + Г ) / Н Эмульсионноснарядная

Нефть + вода +

таз 0,5<р ж<1 в

(Н+Г)/В

Калельнопузыръковая Эмульсионнопузырьковая Эмульсионноснарядная

р > ( J

ИЛИ

ср > 0,65 и / > < 0 , 7 г

^см<^кр1

it* pi < ^СМ ^ &'см 'см

и

Хси<и>к№ ^Кр2

< "Vpa ^ ^'кр>

ш < ъ'(ф1- tpr ^ 0>65 ИЛИ Я > 0,7 »'кр1 < « с и < ^'кр»; ф < 0.65 или р > 0,7 'см ^ - и'кро: ф г < 0 > 6 5 ИЛИ р > 0,7 с м > ^ к р г - Фг > 0.65 или P<0J с и

а

щ

W C M O W ;

Ф<0,65

или

^'см^^крг; ф < 0 . 6 о Р>0.7

или

р

> 0,7

г

'см ^ ^кр"'. ф > 0 . 6 5 /> < 0,7 а

г

или

В т а б л . 2: /> — а б с о л ю т н о е д а в л е н и е (МПа) в п о т о к е ; ф — истинная о б ъ е м н а я д о л я с в о б о д н о г о газа ( и с т и н н о е г а з о с о д е р ­ жание) в п о т о к е ; ш и ш — критические скорости смеси, г

к р 1

к р 2

о п р е д е л я е м ы е по (2-3) и (24) с о о т в е т с т в е н н о ; ш, — с к о р о с т ь с м е с и по (1 7 ) . Д л я в о д о н е ф т я н о г о п о т о к а типа В/Н истинная д о л я в н у т ­ р е н н е й фазы ( в о д ы ) при к а п е л ь н о й с т р у к т у р е п о т о к а рассчи­ тывается по формуле м

18

w

o f e * - ^ . 4 2 5 - 0 ,827

у

0

J ( *6°

~

U B

Iр„-Рн

1/?1)

(30) при э м у л ь с и о н н о й — по истинная д о л я

формуле

непрерывной фазы (нефти) — п о

формуле

9.-1-?.. В

.(32)

( 2 7 ) . . .(32) № = (Q„ - f Q )/S — с к о р о с т ь смеси, м / с ; оа = Q /S, w = Q „ / S — приведенные с к о р о с т и нефти и в о ­ ды в п о д ъ е м н и к е , м/с; р и р„ — п л о т н о с т ь нефти и в о д ы в рассматриваемом сечении подъемника, к г / м ; о — п о в е р х н о с т ­ ное натяжение м е ж д у нефтью и в о д о й , Н/м; g = 9,81 м / с ; Д . — гидравлический диаметр подъемника, м. При э т о м CH

я

H

B

n p B

к

3

на

3

т д е а — п о в е р х н о с т н о е натяжение м е ж д у в о д о й и попутным газом в Н/м, о п р е д е л я е м о е по ф о р м у л е вг

.—(1,19+0.01 -р)

= 10

а

'

,

(34)

о — поверхностное натяжение м е ж д у газом, о п р е д е л я е м о е по ф о р м у л е

нефтью и

в г

1

а

нг

=

- ( ! . Б 8 + 0 . 0 5 . р ) _ _

0

О,

7

2

в

1

0

-

e

(

_

T

3

0

5

)

<

j

е

с

л

и

О

если а

попутным н

г

>

0

<0,

нг

г д е р и Т — д а в л е н и е в МПа и т е м п е р а т у р а в К п о т о к а в рассматриваемом месте. Истинная объемная доля газовой фазы в п о т о к е (нефтега­ зовом, водогазовом, водонефтегазовом) при пузырьковой структуре — <р =

^

г

/ * * г \ ° '

ю

(36)

;

(V-*\

-Oflir V*

0M

M

при снарядной с т р у к т у р е W 2ЬЕ

Ф г

к'см+0,41

Г~

.

•

(37)

Г ~ - W.

В (36), (37): t % . - Q / S , ш « (Q + Q ) S - для н е ф т е г а з о в о г о , ш = (Q И- Q )/S — для в о д о г а з о в о г о и Q - (Q« + Q + r

с м

B

r

r

см

H

r

CM

B

+ <2r)/<S — лля в о д о н е ф т е г а з о в о г о п о т о к о в , м / с ; о*,. = 0,067 Н/м¥

*

fj. — 0,0011 Па • с; <з — п о в е р х н о с т н о е натяжение между ж и д к о с т ь ю , я в л я ю щ е й с я внешней ф а з о й п о т о к а , и г а з о м , Н/м; и. — д и н а м и ч е с к а я в я з к о с т ь внешней фазы п о т о к а , П а - с . Зна­ чение о о п р е д е л я е т с я п о (34) или (35) в з а в и с и м о с т и о т ви­ да внешней фазы п о т о к а ; з н а ч е н и е ;л. — в зависимости от объемно-расходной доли воды р в жидкости и от скорости п о т о к а <w . Если | 3 > 0 Д т о в с л у ч а е ^ < да кажущаяся в я з к о с т ь ж и д к о с т и п р и н и м а е т с я равной в я з к о с т и в о д ы при заданном Г; в с л у ч а е Й) > w — кажущаяся вязкость водон е ф т я н о й э м у л ь с и и типа Н'В о п р е д е л я е т с я по ф о р м у л е B

жг

ж

жг

ж

8 Ж

ctl

В Ж

с и

=

Ю ' "-"™' , 3

B

'

Если р

в ж

°.°014+38.

Т потока,

рассчиты­

10' (? с -1000) 7

В

™

У

|Q0,O0(S5(r— 273)

8

<0,5,

(38)

2

г д е ix — в я з к о с т ь в о д ы при т е м п е р а т у р е ваемая в П а - с по ф о р м у л е =

2

Kp2

СМ

а

кр

'

^

'

т о при и ' к р ^ ^ с ч ^ ^ ф - , ; к а ж у щ а я с я в я з к о с т ь

ж и д к о с т и принимается равной в я з к о с т и нефти при р и Т\ е с ­ ли w < ш — в я з к о с т и п о п у т н о й в о д ы при с о о т в е т с т в у ю щ е й температуре; в случае да >ш о п р е д е л я е т с я по ф о р м у л е CM

к р ]

см

-

кр2

IK

1

,

Звж

—

(40)

е с л и п а р а м е т р Л < ! 1 , или п о ф о р м у л е ^ = ^ „

1 ч

:1 !з 2 ,

1

если Л >

—

I

Р в ж

-,

(41>

вж

I . При э т о м А=

(I + 2 0 # ) / 7 ж

-

W2)

где | — с к о р о с т ь сдвига п о т о к а в с ~ , о п р е д е л я е м а я п о ф о р ­ м у л е (25). В я з к о с т ь нефти i v н а с ы щ е н н о й р а с т в о р е н н ы м г а ­ з о м , при т е м п е р а т у р е пласта T ~T$ о п р е д е л я ю т либо по к р и в о й \>. (р) р и с . 3, л и б о по ф о р м у л е (13). Влияние т е м п е р а т у р ы , о т л и ч а ю щ е й с я о т Т , на в я з к о с т ь нефти у ч и т ы в а ю т с п о м о щ ь ю н о м о г р а м м ы Л ь ю с а и С к в а й р с а , как п о к а з а н о на р и с . 4. Для о б л е г ч е н и и в ы б о р а ф о р м у л , по которым следует определять значения з и ц , дается т а б л . 3. !

m

п

пл

ж г

20

ж

Таблица 3 Номера формул для определения кажущейся вязкости \1 жидкости и поверхностного натяжения о между жидкостью и газом при вычислении ф по ( 3 6 ) и ( 3 7 ) Ж

Ж | г

0 <

а

Параметр

—о <

О жг

(39) (34)

1

вж

Р

< 0,5 w

кр!

< ^

(13) (35)

р

<

см

ЕЖ

>w

см

кр2 см

Л>1

А<\

>0,б

кр2

•ш

>w

(13) (35)

(40) (35)

(39) (34)

(41) (35)

(

(38) (54) пото­

?•. = ФнжО — ?г),

(43)

Ун = ? „ ж ( 1 - ? г ) , г д е <р и ф ж " истинные доли в о д ы и нефти в ж и д к о й потока. При э т о м , о ч е в и д н о , Н

?нж +

Фвж =

(44) части

(45) выполняется у с л о ­

1.

Если в рассматриваемом сечении потока вие да >ш , т о принимают см

кр2

СМ

% 2

И с т и н н у ю д о л ю к а ж д о й из ж и д к и х ф а з в т р е х ф а з н о м к е о п р е д е л я ю т по формулам

вж

,

(

кр2

? . * - P . « « Q . / ( Q b ¥

H

« * P h »

=

Q

H

+

/(Qb +

Q ),

(46)

h

(47)

Q.),

п о с к о л ь к у в этом случае м о ж н о п р е н е б р е ч ь с к о л ь ж е н и е м в о д ы о т н о с и т е л ь н о н е ф т и . При w < [ ш взаимным с к о л ь ж е н и е м воды и нефти п р е н е б р е ч ь нельзя, и значения -^ и и оцени­ вают п р и б л и ж е н н о . Если поток о т н о с и т с я к типу ( В + Г ) / Н , т о Ф н а х о д я т по (30) как истинную д о л ю в о д ы у„ в д в у х ф а з н о м в о д о н е ф т я н о м п о т о к е ; значение с при этом о п р е д е л я ю т п о (45). Если ж е п о т о к типа vH + П ' В , т о находят Ф ПО (27) как и с т и н н у ю д о л ю нефти в д в у х ф а з н о м в о д о н е ф т я н о м п о т о к е , а затем по (45) о п р е д е л я ю т ? . CM

к р 2

аж

н Ж

в ж

н ж

Н Ж

вж

4.4. Ч И С Л О Р Е Й Н О Л Ь Д С А П О Т О К А Д И С П Е Р С Н О Й И КОЭФФИЦИЕНТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО

Ч и с л о Рейнольдса по формуле Re

потока

СИСТЕМЫ

ТРЕНИЯ

д и с п е р с н о й системы

определяют

D c

м

Нхм

Р-И'яр.и +

Рв^.р-а

а к о э ф ф и ц и е н т г и д р а в л и ч е с к о г о трения по формуле Х = 64/Re„, при R e > 2 0 0 0 — п о ф о р м у л е см

+

?

>.

г а У

см

.™.

(48)

г)'

при

Re

C 4

<2000 (49)

CM

(50) 4-2175

21

/тоо

torn

то

ч

-о

«Г

Изменение температуры дТ

К

ч

Рис. 4. Зависимость вязкости жидкости о т температуры по Льюису и Сквайрсу Пример. Д а н о : щ=2,4 м П а - с , T i = 313 К. Определить ц при Т = 2 9 3 К. Решение. Находим A T = T i — Т = 3 1 3 — 2 9 3 = 2 0 К . Откладываем на ординате графика точку Ц[ — 2,4 мПа^с. От этой точки идем вправо д о кривой; смещаемся вдоль кривой на Д Т = 2 0 К и идем по пунктирной линии влево д о шкалы jx. Получаем J J - = 6 , 3 м П а - с , 2

2

2

22

2

г д е t* — к а ж у щ а я с я вязкость д и с п е р с н о г о потока, П а - с; k — эквивалентная ш е р о х о в а т о с т ь с т е н о к канала п о д ъ е м н и к а , м Галя т р у б н е ф т я н о г о с о р т а м е н т а м о ж н о принять к = 15- 1 0 " м ) ф _ приведенный к о э ф ф и ц и е н т г и д р а в л и ч е с к о г о т р е н и я , о п р е ­ деляемый при течении г а з о ж и д к о с т н о й с м е с и но формуле В- А . Мамаева, Г. Э. О д и ш а р и я , О . В. Клапчука и д р . , 3

1

6

ъ

Ц.* =

'-?г-?-РгЗг'р

.

Ж

при т е ч е н и и в о д о н е ф т я н о й с м е с и = р = 0) принимают ^' = 1 . Если т е к у щ а я в канале с и с т е м а — с м е с ь в о д ы и нефти (ср = р 0 ) , т о : при Щ > ф значение \х = <д, о п р е д е л я ю т п о (38) в с л у ч а е р > 0 , 5 и п о (40) или по (41) в с л у ч а е Р ж < 0 , 5 ; при р > 0 , 5 и ш < а> значение р = а прини­ мают равным в я з к о с т и в о д ы : при В < 0 , 5 и t w < w также если р < 0,5, a w < да < w , то а = Если с и ­ стема является г а з о ж и д к о с т н о й , т о к а ж у щ у ю с я в я з к о с т ь н е ф ­ т е г а з о в о й с м е с и ( Р = 0) о п р е д е л я ю т при ^ < 0 , 6 5 или р > 0 , 7 М П а по ф о р м у л е Хинаты и О к и : г

г

г

и

к

г

1

ж

ш

в ж

В

в ж

См

й Ж

кр 2

ы

ж

в ж

C M

K ? l

см

KpI

С((

Kpz

в ж

f-ем

г

1 + (0,45 + 1,3

=

Ф г

) -2L. T a

где Т а — параметр

(52)

i/6

Тейлора, Та«ц. <2 у/а ж

п

ж г

,

х а р а к т е р и з у ю щ и й влияние с т р у к т у р и р о в а н н о с т и г а з о ж и д к о с т ­ ной смеси на величину к а ж у щ е й с я ее в я з к о с т и . Для н е ф т е г а ­ зового потока в трубе круглого п о п е р е ч н о г о сечения т = — 8 w JD, а н а и б о л е е в е р о я т н о е значение диаметра г а з о в ы х п у з ы р ь к о в d „ = 2 5 - Ю - м. П о э т о м у c

5

Та =

см Q

<г„ -

MVD

= 0,002

г

W c M

з н г

D

D

.

(53)

При ( р > 0 , 6 5 и / ? < 0 , 7 МПа к а ж у щ у ю с я в я з к о с т ь з о в о г о потока предлагается определять по формуле г

г

д

е

!*см =

[1 + 19,64 ( t*

CTH

=

Р о т н

-

1)(1 -

= 1 +0,842/Та

нефтега­

<р )3],

(54>

г

(55)',

1 / 6

— о т н о с и т е л ь н а я в я з к о с т ь н е ф т е г а з о в о й с м е с и при ср — 0,65, т о е с т ь в м о м е н т п е р е х о д а п у з ы р ь к о в о й ' с т р у к т у р ы Г Ж С в. г

Ч

*

"

23.

•снарядную. Если с р е д а в о д о г а з о в а я ( р = 0 ) , т о при ? - < 0 6 5 в я з к о с т ь Г Ж С о п р е д е л я ю т по (52) п о д с т а н о в к о й j i в м е с т о ]х .а при q v > 0 , 6 5 — no (54). В я з к о с т ь в о д о н е ф т е г а з о в о й смеси " принимают равной к а ж у щ е й с я в я з к о с т и смеси ( э м у л ь с и и ) неф­ ти и в о д ы . н

г

B

4.5.

ПЛОТНОСТЬ И КОЭФФИЦИЕНТ СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ ПОПУТНОГО

ГАЗА

Плотность р (кг/м ) и относительная плотность р п у т н о г о газа в ы ч и с л я ю т п о ф о р м у л а м 3

г

по­ (56)

9t = 9rcyPT„:(zp T), CT

Pr.oT*-Prcy'V205,

(57)

г д е р — п л о т н о с т ь ( к г / м ) газа при С У ; 1,205 — п л о т н о с т ь в о з д у х а при С У ( к г / м ) ; z — к о э ф ф и ц и е н т с в е р х с ж и м а е м о с т и газа при заданных р и Г. Значение z о п р е д е л я ю т по р е к о м е н д а ц и я м [3] или прибли­ ж е н н о по ф о р м у л е 3

г с у

3

y )+* y ,

z = z (\— y

a

a

(58)

a

г д е z — к о э ф ф и ц и е н т с в е р х с ж и м а е м о с т и п о п у т н о г о газа без а з о т а , 2 и у — коэффициент с ж и м а е м о с т и и о б ъ е м н а я д о л я а з о т а в г а з е . При э т о м : y

а

а

если 0<Д,

<4

Р

и 1 , 1 7 < 7 - пр

<2,

п о

ТО

г = 1

^

у

0.18

--1,135

+0,0161^/7^;

если 0<А, <1,45

и

Р

1,05<Г

(53*)

<1,17,

п р

то г = 1у

0,23 р

ар

-

(1,88 -

1,67 Г ) / п р

п р

;

если 1.45<р

п в

<4 и

1,05<Г

П О

<1,17,

то ^ = 0,13 р у

4- (6,05 Г

т

п р

-

6,25) Г

/р5 , р

П Р

где р и 7^ — приведенные давления и т е м п е р а т у р а с м е с и у г л е в о д о р о д н ы х и н е у г л е в о д о р о д н ы х ( б е з азота) газов. Если о б ъ е м н а я доля н е у г л е в о д о р о д н ы х г а з о в не б о л е е 5 % от у г ­ леводородных, то р и Т р о п р е д е л я ю т по ф о р м у л а м пр

пр

пр

Р

ар

Г 24

П

= Ю р / ( 4 6 , 9 - 2,06 п р

= Г / ( 9 7 + 172 . Р у

Р у

о т н

.

),

о т н

) ,

(59)

(60)

'

f д а в л е н и е (МПа) и т е м п е р а т у р а (К), при к о т о р ы х В в о д и т с я с в о б о д н ы й газ; р — относительная плотность по вдздуху смеси у г л е в о д о р о д н ы х и неуглеводородных, кроме ааота г а з о в , к о т о р у ю м о ж н о о п р е д е л и т ь п о относительной плотности в с е г о газа при С У п о ф о р м у л е и

у о т н

Р,.вт,. (Рг.отн-р..от ая=

-

= 0 970 — о т н о с и т е л ь н а я

' У.)/(1-У.),

Н

(по

воздуху)

(

плотность

6 1

)

азота

при С У ; при э т о м , если Г о к а з ы в а е т с я < 1 , 0 5 , т о принима­ ю т 7" р — ЬС5. Значение z в и н т е р в а л е т е м п е р а т у р 280 . . . 380 К и д а в л е н и й 0 . . - 20 М П а м о ж н о о п р е д е л и т ь п о аппроксимационной формуле п р

П

a

4.6.

г. « 1 4 - 5 6 4 -

10"

ТЕМПЕРАТУРА

ПОТОКА

ДВИЖЕНИЯ

1 3

(Г-273) ' 3

.

7 1

(62^

НА Р А З Л И Ч Н Ы Х

СКВАЖИННОЙ

УЧАСТКАХ

ПРОДУКЦИИ

Т е м п е р а т у р у п о т о к а в л ю б о м п о п е р е ч н о м сечении с т в о л а с к в а ж и н ы м е ж д у в е р х н и м и о т в е р с т и я м и ее фильтра и о с н о ­ ванием д в и г а т е л я У Э Ц Н м о ж н о о п р е д е л и т ь п р и б л и ж е н н о п о интерполяционной формуле т

=

Т

(И

f

0 . 0 0 3 4 + 0 79 • G

,^а\

/ф — ( г А - t • cos 6) ф

10 ^

c

y

/ (

_!—~—, 2

0

среднюю температуру потока в насосе — п о н.ср —

/ ф

+ Ю

,

—

;

(П

~

ф

^ = ^

а в колонне НКТ — п о Г

-г

L

I —

a

•

В)

COP

D

(b3)

; f )

формуле -

•

h

—

L-V

1

(64)

формуле

,и

пч

i

0,0034+0,73- G

,

Ю +

150

^ ^ ( L

H

^ L ) - ° '

0

Q

3

4

+

0

'

7

9

- ^ .

cose.

(65)

В (63) . . , (65) о б о з н а ч е н о : L , £ — р а с с т о я н и я по о с и с к в а ­ жины о т у с т ь я д о р а с с м а т р и в а е м о г о с е ч е н и я э к с п л у а т а ц и о н ­ ной к о л о н н ы или Н К Т и д о н а с о с а , м; Q -~дебит жидко­ с т и ( м / с ) при С У ; 0 , Онкт — в н у т р е н н и й д и а м е т р (м) э к с ­ плуатационной колонны и НКТ; 6 — с р е д н и й угол между н

Mzy

3

Э К

25-

в е р т и к а л ь ю и о с ь ю с т в о л а с к в а ж и н (град); G — г е о т е р м и ч е с ­ кий г р а д и е н т г о р н ы х п о р о д ( К / м ) ; р — д а в л е н и е в с т в о л е скважины у в х о д а в н а с о с , М П а ; / v « — д а в л е н и е в Н К Т на расстоянии L о т устья по оси скважины, МПа; ? —средняя п л о т н о с т ь п р о д у к ц и и в н а с о с е , к г / м ; с — с р е д н я я массовая т е п л о е м к о с т ь е е , Д ж / ( к г - К); ч\ , г — к . п. д . насоса и элект­ родвигателя, доли единицы; Л7 — повышение температуры (К) п р о д у к ц и и за с ч е т нагрева т е п л о м , в ы д е л я е м ы м п о г р у ж ­ ным д в и г а т е л е м и н а с о с о м , к о т о р о е м о ж н о найти приближен­ н о по ф о р м у л е вх

a

ср

3

н

ср

(д

Н

Значения p и р о п р е д е л я ю т в п р о ц е с с е п о д б о р а УЭЦН к с к в а ж и н е п о кривым р(^ ) и кт) д л я п р и н я т о г о значе­ ния L \ на стадии расчета к р и в ы х p(L ) и p(L ) д л я оценки ЛТ п о л ь з у ю т с я ф о р м у л о й RK

яь1Х

к

a

3K

HKT

п

дГ

_ ^ ! _ ^ _ J

> в в

1 \

( 6 7 )

г д е £ = 9 , 8 1 м / с , а И — н а п о р н а с о с а , м, при р а б о т е в сква­ жине, величину к о т о р о г о определяют ориентировочно по ф о р м у л е ОКБ БН: 3

н

Я

-

« Я

н

—

ф

160 Г ) н к т Г . н

м е

(1-

10

й

- ( Я я а б — Ру) —

Расу)

^ 1~

\/

(68)

В (63): / 7 , р , рахе — д а в л е н и я ( М Ш ) на з а б о е скважины (точнее — у верхних отверстий фильтра ее), в устьевом сече­ нии Н К Т и насыщения н е ф т и г а з о м ; Г — газовый фактор н е ф т и при С У , м 7 м ; Р объемная обводненность добыва­ е м о й ж и д к о с т и при С У , д о л и е д и н и ц ы ; D H K T внутренний д и а м е т р Н К Т , м; „ — плотность жидкости в насосе, к г / м , у

эаб

н к а с

:

3

в с у

—

—

3

Р ж

Ржи ** Рн.нас

(69)

г д е рн.нас о п р е д е л я ю т п о к р и в о й р (р) рис. 3 или п о (12) при Рано а $ — в о д о с о д е р ж а н и е в ж и д к о й части продукции в насосе по ф о р м у л е н

н ж л

(70) Рвсу

г д е Ь — о б ъ е м н ы й к о э ф ф и ц и е н т н е ф т и , к о т о р ы й в данном с л у ч а е м о ж н о п р и н я т ь равным Ь . и найти е г о значение по рис. 3 или п о (11) при р = р . Значение c в (66), (67) о п р е д е л я ю т п р и б л и ж е н н о п о ф о р ­ муле н

н ал<:

ннс

Qp

26

„.

•

с

ср

— с (1 — р н

в ж н

) + с

в с у

(*

ВЖ1[

,

(71)

i i e ' t f — с р е д н я я т е п л о е м к о с т ь н е ф т и , равная ^=2000 Д ж / ( к г • К), « - 1 средняя теплоемкость пластовой воды, равная ^ 4 3 8 0 Д ж / ( к г - К). Значение т\ п р и н и м а ю т равным н о м и н а л ь н о м у к. п. д . двигателя, к о т о р ы й д о л ж е н б ы т ь с п у щ е н в с к в а ж и н у в м е с т е с н а с о с о м ' ( д в и г а т е л и д и а м е т р о м 1(И м м , к о м п л е к т у е м ы е с насосами г р у п п ы 5, и м е ю т ^ — 0,76; д в и г а т е л и диаметром 117 мм, к о м п л е к т у е м ы е с н а с о с а м и г р у п п ы 5 А , и м е ю т - ^ = 0 , 8 1 ; у д в и г а т е л е й д и а м е т р о м 123 м м , к о м п л е к т у е м ы х с н а с о с а м и группы 6, т) = 0,82; у д в и г а т е л е й д и а м е т р о м 138 мм т =» 0,84); значение к. п. д . насоса при р а б о т е в с к в а ж и н е м о ж н о о ц е ­ нить п р и б л и ж е н н о п о ф о р м у л е я

д

(д

0,85 i ^

=

если

47950,

i 0 , 3 7]S(lg 54 — 1,82), если й ^ < 47950,

^

д т]" — н о м и н а л ь н ы й к. п. д. н а с о с а , номинальная подача* к о т о р о г о равна или я в л я е т с я б л и ж а й ш е й к п л а н и р у е м о м у д е ­ биту Q , приведенному к термодинамическим условиям в насосе п о ф о р м у л е

Г

е

w c y

0.жн — Q*
?вжн) ~Ь Рвжн! » By. — параметр, у ч и т ы в а ю щ и й влияние в я з к о с т и п р о д у к ц и и к. п. д . насоса. Значение вычисляют по формуле :

В,. -

Р ж н

ш ' (О 1

3

н о м

/86400)

^ 3413 • 1 0 " • р 6

2 / 3

/ц

«

с м

<#£./Л»,,

ж н

на

(73)

где со =* тс/г/ЗО, р а д / с — у г л о в а я с к о р о с т ь вала н а с о с а ; га— ч а ­ с т о т а в р а щ е н и я вала, равная в с р е д н е м 2834 о б / м и н : Q — номинальная п о д а ч а н а с о с а , м / с у т , равная или б о л ь ш а я <2 ; Ржн — п л о т н о с т ь п р о д у к ц и и в н а с о с е ( к г / м ) , которую можно о ц е н и т ь п р и б л и ж е н н о п о (69); р- — к а ж у щ а я с я в я з к о с т ь п р о ­ дукции в н а с о с е ( П а - с ) , к о т о р у ю м о ж н о п р и б л и ж е н н о найти я р и Р в ж > 0 , 5 п о (38), а при 8 < 0 5 — по (40), при э т о м зна­ чение в о д о с о д е р ж а н и я р в насосе — п о (70); й 1. H0M

3

ЖН

3

сч

В Ж

в ж н

(

в й

4.7. К О Э Ф Ф И Ц И Е Н Т С Е П А Р А Ц И И С В О Б О Д Н О Г О

ГАЗА

ОТ Г А З О Ж И Д К О С Т Н О Й СМЕСИ П Е Р Е Д В Х О Д О М В НАСОС

При заборе погружным ( Г Ж С ) из с к в а ж и н ы в н а с о с

насосом газожидкостной смеси попадает вместе с откачиваемой

* Номинальная подача погружного центробежного насоса обозначается чис­ лом, стоящим в шифре насоса между тире; она, как правило, не равна подаче,, соответствующей максимальному к. п. д. насоса по его паспортной характери­ стике. Значение номинального к. и, д. насоса, как правило, несколько ниже значения его максимального к. п, д.

ж и д к о с т ь ю не в е с ь с в о б о д н ы й г а з , с о д е р ж а щ и й с я в ней не п о с р е д с т в е н н о п е р е д в с а с ы в а ю щ е й с е т к о й насоса, а т о л ь к о ч а с т ь е г о ; д р у г а я ч а с т ь газа, минуя н а с о с , у х о д и т в м е ж т р у б ­ н о е п р о с т р а н с т в о с к в а ж и н ы , из к о т о р о г о о т в о д и т с я ч е р е з о б ­ ратный клапан в в ы к и д н у ю л и н и ю п о с л е д н е й . О б ъ е м н ы й расх о д о т с е п а р и р о в а н н о г о газа

г д е Q r x — р а с х о д с в о б о д н о г о газа ( м / с ) через п о п е р е ч н о е с е ­ ч е н и е к о л ь ц е в о г о п р о с т р а н с т в а с к в а ж и н ы п е р е д всасывающей с е т к о й н а с о с а ; К — к о э ф ф и ц и е н т с е п а р а ц и и , значение к о т о ­ р о г о м о ж н о оценить по ф о р м у л е 3

B

с

Kz = К

ск

Н- К

(1 — /С ),

с г с

(74)

ск

где К — к о э ф ф и ц и е н т сепарации газа при п е р е х о д е откачи­ в а е м о й п р о д у к ц и и из к о л ь ц е в о г о п р о с т р а н с т в а скважины во в с а с ы в а ю щ у ю к а м е р у н а с о с а или г а з о с е п а р а т о р а , если газо­ с е п а р а т о р в х о д и т в У Э Ц Н ; / С — к о э ф ф и ц и е н т сепарации га­ за г а з о с е п а р а т о р о м . При э т о м з н а ч е н и е К можно оценить по ф о р м у л е ск

с г с

ск

^

u

,

o

z

"пр.ж

"я .г(1-0,06 Э Р

г в к

)

г д е № р. — приведенная с к о р о с т ь ж и д к о с т и , м/с; ш ,г ско­ р о с т ь д р е й ф а газа в з а з о р е между стенкой эксплуатацион­ ной колонны скважины и в с а с ы в а ю щ е й с е т к о й насоса или г а з о ­ с е п а р а т о р а , м / с ; 8 .вх объемно-расходное газосодержание в п о т о к е в у к а з а н н о м м е с т е . Значение ш . определяется фор­ мулой П

ж

лр

г

—

—

п р

86400 •

т. -

ж

(Dl-Di ) K

где Q — д е б и т ж и д к о с т и ( н е ф т ь + в о д а ) из скважины при с т а н д а р т н ы х у с л о в и я х , м / с у т ; (З — о б ъ е м н о - р а с х о д н а я д о л я в о д ы ( в о д о с о д е р ж а н и е ) в д о б ы в а е м о й из скважины ж и д к о с т и при С У ; 6„ — о б ъ е м н ы й к о э ф ф и ц и е н т нефти у в х о д а в н а с о с ; Ь — о б ъ е м н ы й к о э ф ф и ц и е н т в о д ы у в х о д а в н а с о с , значение к о т о р о г о м о ж н о п р и н я т ь равным 1; D — внутренний д и а м е т р э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н ы с к в а ж и н ы , м; £ ) — наружный диа­ метр всасывающей сетки насоса: xcy

3

асу

в

3 K

с н

Группа насоса Наружный диаметр сетки насоса, м

всасывающей

5

5А

0,092 0,103

6

6А

0,114

0,114

Значение ш . зависит о т в о д о с о д е р ж а н и я р в жидкости п е р е д в х о д о м в н а с о с , о п р е д е л я е м о г о п о (70), и п р и н и м а е т с я д р

2S

г

В1К

>

9 ,

-

ым 0,02 м / с при р < 0 , 5 и 0,17 м / с при В > 0 , 5 . Г а з о ­ ржание Рг. х зависит о т кривой р а с п р е д е л е н и я г а з о с о д е р жйяня п о д л и н е э к с п л у а т а ц и о н н о й колонны скважины и о т т я у б н н ы спуска насоса. v » Для оценки /С можно воспользоваться следующими ори­ ентировочными значениями: в ж

в ж

В

сгс

| 0,75, если р 0,85, е с л и

е

в

ж

в ж

< 0,5, >0,5.

О ч е в и д н о , ч т о при о т с у т с т в и и г а з о с е п а р а т о р а п е р е д н а с о ­ сом следует принять К = 0 в (73). сгс

4.8. К О Э Ф Ф И Ц И Е Н Т

ФАЗОВОЙ РАВНОВЕСНОСТИ ГЖС

К о э ф ф и ц и е н т о м ф а з о в о г о р а в н о в е с и я Г Ж С называют о т н о ­ шение к о л и ч е с т в а газа, р а с т в о р е н н о г о в ж и д к о с т и при з а д а н ­ ных д а в л е н и и и т е м п е р а т у р е , к т о м у к о л и ч е с т в у газа, к о т о ­ р о е с п о с о б н о р а с т в о р и т ь с я в ж и д к о с т и при д о с т и ж е н и и ф а з о ­ в о г о р а в н о в е с и я в Г Ж С при т е х ж е р и Т. К о э ф ф и ц и е н т фа­ зового равновесия оценивают экспериментально и для смеси газ+нефть обозначают символом Л ' ; для смеси г а з + в о д а — с и м в о л о м Кф„. У с т а н о в л е н о , ч т о д л я п о т о к а Г Ж С в ка­ налах ц е н т р о б е ж н о г о н а с о с а К ^ 0 , 9 , / Г ф „ = » 0 , 1 ; д л я п о т о к а Г Ж С в с т в о л е скважины и в колонне НКТ можно принять (при э к с п л у а т а ц и и с к в а ж и н У Э Ц Н ) / С — 1, К = ]. ф к

фя

фв

ф и

ч

4.9. С Т А Н Д А Р Т Н О Е

И ДЕЙСТВИТЕЛЬНОЕ

НАСЫЩЕНИЯ Ж И Д К О С Т И

ДАВЛЕНИЕ

ГАЗОМ

ч

П о д стандартным д а в л е н и е м н а с ы щ е н и я р ж и д к о с т и га­ зом и м е е т с я в в и д у т о минимальное д а в л е н и е , при к о т о р о м заканчивается р а с т в о р е н и е г а з о в о й фазы в ж и д к о й при и з о ­ термическом сжатии Г Ж С в условиях термодинамического р а в н о в е с и я . Э т о д а в л е н и е о п р е д е л я ю т на у с т а н о в к е д л я и с ­ с л е д о в а н и я п л а с т о в ы х н е ф т е й при т е м п е р а т у р е пласта. Д е й ­ с т в и т е л ь н о е д а в л е н и е н а с ы щ е н и я р .ч , при к о т о р о м заканчи­ в а е т с я р а с т в о р е н и е газа в ж и д к о с т и , д в и ж у щ е й с я в н а с о с е , или начинается в ы д е л е н и е газа из ж и д к о с т и при д в и ж е н и и потока в к о л о н н е Н К Т , м о ж е т з а м е т н о о т л и ч а т ь с я о т с т а н ­ дартного р [1]. Приближенное значение действительного давления насыщения жидкости попутным газом для потока Г Ж С в н а с о с е м о ж н о найти, р е ш и в у р а в н е н и е тс

А

ас

яЯС

«А

_j

Кфв*гРвсу А ф н f " r ( > —Рвсу)

5-2175

_

"г

.

Яфв гР -у а

В 1

,

А ф и ^ г О — Рвсу)

29

(75) Я1г(1 — Р в с у )

г д е р — д а в л е н и е (МПа) у в х о д а в н а с о с . Д л я п о т о к а в к о ­ л о н н е Н К Т значение р . п о л у ч а е т е я , если в (75) п р и н я т ь /Сф я 1 и К ф = Ь Д л я п о т о к а в с т в о л е с к в а ж и н ы (/Сф = 1 , К а = 1, / С = - 0 ) из (75) с л е д у е т р ^ = р . в х

д

н

н а с

в

Ф

И

с

е

4.10. М А С С О В Ы Й

н

а

с

РАСХОД СКВАЖИННОЙ

ПРОДУКЦИИ

М а с с о в ы й р а с х о д с к в а ж и н н о й п р о д у к ц и и на , п у т и д в и ж е ­ ния о т ф и л ь т р а э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н ы д о у с т ь я с к в а ж и ­ ны не зависит о т т е р м о д и н а м и ч е с к и х условии, поэтому его м о ж н о в ы р а з и т ь ч е р е з параметры п р о д у к ц и и при СУ с л е д у ю ­ щим о б щ и м у р а в н е н и е м : т

"Т"

Qmcy

=

Q»£cy [Рису 0

Ргсу ( 0 •+ Рвсу

— Рвсу) +

Рвсу) [Гц.нас ~ ~

[Г„. « п

Рвсу ?всу1

К

с

/Сс(Гв.п.с -

+

(Гн.нас ~ ~ Г"нвх)1 "Т"

Г ^]},

(76)

ввх

где Г Г — о б ъ е м ы п о п у т н о г о газа, р а с т в о р е н н о г о в е д и ­ нице о б ъ е м о в нефти и воды, у входа в насос, приведенные к С У ; К — к о э ф ф и ц и е н т сепарации. П р и н я т о п р и б л и ж е н н о , ч т о п л о т н о с т ь газа, р а с т в о р е н н о г о в нефти и в в о д е , о д и н а к о в а . О б ы ч н о при о п р е д е л е н и и мас­ сового расхода продукции можно пренебречь массовым рас­ х о д о м газа, р а с т в о р е н н о г о в п о п у т н о й в о д е , т о е с т ь п о с л е д ­ н е е с л а г а е м о е в п р а в о й части (76) м о ж н о п р и р а в н я т ь н у л ю . Уравнение (76) п о з в о л я е т о ц е н и т ь м а с с о в ы й р а с х о д п р о д у к ц и и через насос и через любое поперечное сечение НКТ; для оценки м а с с о в о г о расхода через л ю б о е сечение эксплуатаци­ онной к о л о н н ы с к в а ж и н ы н и ж е с е ч е н и я п е р е д в х о д о м в н а с о с с л е д у е т п р и н я т ь /С — 0. н в х >

в в х

с

с

4.11. О Б Ъ Е М Н Ы Е Р А С Х О Д Ы ФАЗ И С К В А Ж И Н Н О Й В ЦЕЛОМ

ПО ПУТИ Д В И Ж Е Н И Я

ОТ Ф И Л Ь Т Р А

ДО

УСТЬЯ

О б ъ е м н ы е р а с х о д ы нефти, попутной воды за на п у т и д в и ж е н и я с к в а ж и н н о й п р о д у к ц и и в е р с т и й ф и л ь т р а д о у с т ь е в о г о с е ч е н и я НКТ н я ю т с я в с л е д с т в и е изменения д а в л е н и я и к о н к р е т н о м с е ч е н и и , при с у щ е с т в у ю щ и х в расходы составляют: 0ф=<3«су& (1-Р«у). Я

30

ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ

и попутного га­ о т верхних о т ­ непрерывно ме­ температуры. В нем р и Т, э т и

<

7 7

>

« 1 ~ P-cy) 1(1 -

Qr « Фжсу

Суммарный о б ъ е м н ы й р а с х о д

Кс)(Г . с н

Г

на

н в х

)

-

продукции

а ж и д к о й ч£сти е е —

В (79) а — коэффициент растворимости п о п у т н о г о га'а в п о ­ путной в о д е по (8) или (9). В б о л ь ш и н с т в е практических расчетов м о ж н о принять К=1\ при р < 0,65 слагаемым с с о м н о ж и т е л е м я в (79) можно п р е ­ н е б р е ч ь ; при расчете о б ъ е м н о г о р а с х о д а с в о б о д н о г о газа на пути движения продукции от фильтра эксплуатационной к о л о н ­ ны д о в х о д а в насос с л е д у е т принять: К — 0, Кф " Ь рд.н.с = р ; при расчете Q в н а с о с е , если р >р , Н Т ^ если рм<Ри:,с, то Q > 0 , пока р<р с при этом А с > и , К *0,9, / Г « 0 , 1 ; когда Р>р .« , Q = 0; при расчете Q в колонне Н К Т с л е д у е т принять / С = Кф = 1, а значение Л ^ таким ж е , как и при расчете Q в н а с о с е . При расчете по (77) Q в насосе при /?<Яднас с л е д у е т взять вместо Ь согласно (11), с к о р р е к т и р о в а н н о е значение г

в с у

г

с

Р В С

Н

вк

r

йшПЯ

r

ф в

л

ф | 1

ас

п

11ас

г

У

R

ф н

В

c

И)

H

-m.[p:i

+ K*.(p"--p$].

№

так как м о ж н о приближенно д о п у с т и т ь , что при Кф1<С^ Р К(р) в пределах у ? < / > < / > . ч а с не зависит от К . Если в (77), (79) вместо Г и Ь подставить их выражения с о г л а с н о (10) и (11) или (82), a z и Т принять постоянными в е личинами, получим рабочие ф о р м у л ы для вычисления значении Q . Q И Q как функций /г — с м . ф о р м у л ы (VI,113) . . • ( V I . 126) в к

пх

B

в

а

1

с

д

Н

H

и

н

R

4.12. С Р Е Д Н Е И Н Т Е Г Р А Л Ь Н Ы И Р А С Х О Д С К В А Ж И Н Н О ^ П Р О Д У К Ц И И ЧЕРЕЗ Н А С О С

При о т к а ч к е скважиппой п р о д у к ц и и в случае / их<Г/ я.нас о б ъ е м н ы й р а с х о д на пути движения через насос непрерывно меняется ( у м е н ь ш а е т с я ) вследствие непрерывного возрастания, от ступени к ступени, давления в н а с о с е . (Изменение т е м п е р а ­ туры потока при этом о б ы ч н о невелико и существенно не в л и ­ яет на о б ъ е м н ы й р а с х о д п р о д у к ц и и в н а с о с е ) . !

5*

7

31

Среднеинтегральным р а с х о д о м продукции через насос н а з ы ­ в а ю т р а с х о д , определяемый ф о р м у л о й DLLX

i

Q ср

j

Q M • C

(83)

dp,

вх

которая виде

в

случае

>p^

p

SHX

H R C

может

быть

представлена

в

ас Рд.пас

1

(84)

•Рв ых Рвх

В (83), (84): Q — о б ъ е м н ы й р а с х о д смеси по (80); — объ­ емный р а с х о д ж и д к о с т и по (81); ^ . „ а с — д е й с т в и т е л ь н о е д а в л е ­ ние насыщения ж и д к о с т и попутным газом в насосе, о п р е д е л я е ­ мое по (75); знак ~ в (84) о б у с л о в л е н т е м , что нефть и в о д а , т е к у щ и е в н а с о с е , при р^>р к с ч и т а ю т с я несжимаемыми. Для п р а к т и ч е с к и х расчетов у д о б н о Q п р е д с т а в и т ь как с у м ­ му с р е д н е и н т е г р а л ь н ы х р а с х о д о в ж и д к о с т и Q и газа Q : CM

ЛМ

c p

x c a

r c p

(85)

rep

где в общем

случае

Q)KCp

1

Рвых—Ран

J

<3ж ' dp -Н <3ж(/*»ых

~/>Д.нас)

(86)

'д.нас

Qrc

P

=

—

l

—

f

(87)

d/7

Q,

Рвы*—Рв\ J

вк

П о д с т а н о в к а в (86) вместо <3 с у м м ы (81) при условии, что ныражается через р> согласно (82), b = 1 д а е т : Ж

Ь

н

B

<2ж жсу

X

32

[ Рвсу +

Л»в (1 -

(рй.пас —Рвч) X

Рвсу) ( 1

-

К

ф н

)

РЙ]

+

+ (/W -

Рд.нас)

[т

в

(1 -

р

* ф к Лас]

+

в с у

+

) [(1 -

K^pll

+

Рвсу]}-

(88)

П о д с т а н о в к а в (87) в м е с т о Q е г о выражения из (79) и з а м е ­ на 2 и Г их с р е д н и м и величинами z , Т дают: r

cp

Q r c p ^ H - S )

ср

— Г "

"

Г*»

(

8

9

>

ст \Рвых~Рвх)

где Л =

{ ш (1 -

р

г

вСу

) [(1 -

К ) (р"Л —pll) с

+ K^pll]

с

+

В X

Д =

PBCV) ( Л . с

(1 -

+

В случае p

RHX

4ЛЗ.

. л

-

Л )

л,

+

Р ).

" г Кису ^ ф в (.Рд.нас —

вХ

в (88), (89) с л е д у е т принять

к о с

р . ас = д

Н

рвых

СРЕДНЕИНТЕГРАЛЬНЫЕ ПЛОТНОСТЬ И ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ П Р О Д У К Ц И И В НАСОСЕ, НАПОР НАСОСА

Среднеинтегральная ляется как

плотность

п р о д у к ц и и в насосе о п р е д е ­

рс = m/Q^

(90>

Р

напор насоса в метрах дится как

столба п р о д у к ц и и

плотностью р

Я = №(p -p )!(g ), BUK

BS

с р

нахо­ (91)

9cp

W Рвм* Рвх — в М П а ; £ = 9,81 м / с ; р — в к г / м ; т — к г / с , по (76); Q — м / с , по (85) с у ч е т о м (88), (89). Среднеинтегральноег а з о с о д е р ж а н и е в насосе о п р е д е л я е т с я по уравнению 2

ср

3

я

c p

о Pre о —

г д е < ? ж с - п о (88), а (? Р

Qrcp Qrcp + QiKcp гер

-

Qrcp Qcp

п о (89). 33:

4.14. Д Л И Н А У Ч А С Т К А П О Д Ъ Е М Н О Й СООТВЕТСТВУЮЩАЯ

КОЛОННЫ.

ИЗВЕСТНОМУ ПЕРЕПАДУ НА ЕГО К О Н Ц А Х

ДАВЛЕНИЯ

Длина t - r o у ч а с т к а колонны Н К Т или эксплуатационной колонны скважины (в м) при п о с т о я н н о м д е б и т е ж и д к о с т и , с о ­ о т в е т с т в у ю щ а я и з в е с т н о м у перепаду давления Ap М П а , на концах у ч а с т к а , о п р е д е л я е т с я , согласно (1), по ф о р м у л е h

10 -

bpi

е

\ ?н/.

fat

r

Vri (92)

где g « 9,81 м / с ; 9 — средний у г о л м е ж д у о с ь ю эксплуатацион­ н о й колонны скважины и вертикалью, град.; о —плотность нефти ( к г / м ) при среднем давлении р для i-й ступени, с н я ­ тая с кривой o (p) рис. 3 или вычисленная по формуле (12); р , — плотность попутной воды на i-й ступени, к г / м , к о т о р у ю м о ж н о принять п р и б л и ж е н н о равной плотности воды при стан­ дартных У С Л О В И Я Х (Pai = Рвсу) ИЗ И С Х О Д Н Ы Х Д Э Н Н Ы Х ; p ПЛОТ­ Н О С Т Ь п о п у т н о г о газа, к г / м , при давлении p , вычисляемая п о ф о р м у л е (56); <р , t p , cp — истинные о б ъ е м н ы е доли нефти, в о д ы , с в о б о д н о г о газа при p и T , о п р е д е л я е м ы е по ф о р м у ­ лам раздела 4.3 в зависимости от типа, с т р у к т у р ы и с к о р о с т и в о с х о д я щ е г о потока скважинной п р о д у к ц и и , а также от плот­ ности, в я з к о с т и и п о в е р х н о с т н о г о натяжения в х о д я щ и х в п р о ­ д у к ц и ю фаз. При использовании (92) для расчета кривых p(L ) и { J ( £ ) слагаемым с с о м н о ж и т е л е м l можно пренебречь, по­ с к о л ь к у п о т е р и давления на п р е о д о л е н и е г и д р а в л и ч е с к о г о т р е ­ ния в эксплуатационной к о л о н н е при эксплуатации скважины п о г р у ж н ы м ц е н т р о б е ж н ы м насосом л ю б о г о типоразмера п р е н е б ­ р е ж и м о малы. 3

н(

3

ср1

w

3

в

r J

3

н(

Bi

—

cpi

ri

cpi

t

gK

r

QUi

3K

4.15. У С Л О В И Я

БЕСКАВИТАЦИОННОЙ

РАБОТЫ

НАСОСА

В

СКВАЖИНЕ

С о г л а с н о [ 1 ] , при сравнительно б о л ь ш о м газосодержании и о т н о с и т е л ь н о низком давлении у в х о д а в насос в части п е р в ы х по х о д у движении продукции ступеней насоса м о ж е т иметь м е ­ с т о искусственная кавитация, т о есть наличие в м е ж л о п а т о ч н ы х каналах е г о р а б о ч и х колес газовых каверн, не у ч а с т в у ю щ и х в п о с т у п а т е л ь н о м движении п р о д у к ц и и ч е р е з насос. И с к у с с т в е н ­ ная кавитация в насосе является причиной ограничения подачи и с н и ж е н и я е г о напора и к. п. д . , хотя работа насоса в кавитационном р е ж и м е , если подача насосом ж и д к о с т и и развивае­ мый им напор у д о в л е т в о р я ю т п р е д ъ я в л я е м ы м к насосу т р е б о ­ ваниям, вполне в о з м о ж н а . Указанное о б у с л о в л и в а е т н е о б х о д и ­ мость в п р о ц е с с е п о д б о р а У Э Ц Н к с к в а ж и н е л и б о контроля 34

подачи и напора насоса путем учета влияния кавитации на ра­ б о т у насоса, л и б о выбора такой г л у б и н ы с п у с к а насоса в с к в а ­ ж и н у , при к о т о р о й возникновение искусственной кавитации в н а с о с е б ы л о бы и с к л ю ч е н о . М е т о д и к а п о д б о р а У Э Ц Н к сква­ ж и н е , излагаемая в н а с т о я щ е м р у к о в о д с т в е , ориентирована на о б е с п е ч е н и е б е с к а в и т а ц и о н н о й р а б о т ы насоса в с к в а ж и н е , при этом в качестве условия о т с у т с т в и и искусственной кавитации в н а с о с е и с п о л ь з у е т с я , по [ 1 ] , неравенство Рг«<РГвх ,

(93)

где ( Й,х)в = 0.01 + 0,076 l g р .

(93')

вх 0ЧЯ1

если Г Ж С о т н о с и т с я к типу Г/В или ( H - f - П / В , и ( [ О н = 0,02 +

0,152 l g / 7 , . „ , Й

0Т

(93")

если Г Ж С о т н о с и т с я к типу Г/Н или ( B - f T ) / H . В (93'), (93"): / г — отношение абсолютного давления у в х о д а в насос к а т м о с ф е р н о м у . Если в п р о ц е с с е п о д б о р а насоса к скважине неравенство (93) не у д о в л е т в о р я е т с я , т о для о б е с п е ч е н и я бескавитационной ра­ б о т ы насоса при принятой глубине спуска е г о в скважину п е ­ ред насосом д о л ж е н быть установлен газосепаратор н е о б х о д и ­ м о г о типоразмера. н х о т н

5. ВЫБОР Т И П О Р А З М Е Р А И Г Л У Б И Н Ы С П У С К А У Э Ц Н В СКВАЖИНУ

Для в ы б о р а типоразмера установки п о г р у ж н о г о ц е н т р о б е ж ­ н о г о насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции. 5 . 1 . С о с т а в л я е м таблицу и с х о д н ы х данных — с м . с т о л б е ц 5 в т а б л . 1. 5.2. О п р е д е л я е м значение з а б о й н о г о д а в л е н и я , с о о т в е т с т в у ­ ю щ е г о заданной т е х н о л о г и ч е с к о й норме отбора жидкости, по индикаторной диаграмме с к в а ж и н ы или, если и з в е с т н о , что ин­ дикаторная диаграмма — прямая линия, по у р а в н е н и ю : р

з а б

= А,л -

36400

,

(94)

где 86400 — к о л и ч е с т в о с е к у н д в с у т к а х . Т а к как в рассматриваемом примере индикаторная диаграмма скважины прямая, подставляя в (94) и с х о д н ы е параметры, п о ­ лучаем: 33

= 14,5 -

р

зл6

86400 ° ' ° ^ 0

= 9,5 М П а .

7 3

5.3. Рассчитываем и строим м е т о д о м снизу вверх две к р и ­ вые: к р и в у ю p(L ) изменения давления по длине э к с п л у а т а ­ ционной колонны скважины в пределах о т р д о р , где р — давление в выкидной линии скважины, и кривую р (/> ) и з м е н е ­ ния о б ъ е м н о г о р а с х о д н о г о г а з о с о д е р ж а н и я в скважинной п р о ­ д у к ц и и по длине эксплуатационной колонны в пределах т о г о ж е интервала давлений. Р а с ч е т к р и в ы х p{L ) и р (£ ) выпол­ няем по о д н о м у из известных с п о с о б о в (например, Крылова — Л у т о ш к и н а , Азиза — Г о в ь е , О р к е ж е в с к о г о ) . Здесь для расчета у п о м я н у т ы х к р и в ы х и с п о л ь з у е м с п о с о б автора [ 1 ] , как б о л е е универсальный и точный, н е с к о л ь к о видоизмененный с ц е л ь ю п р и с п о с о б л е н и я его для использования б е з применения Э В М . П р о г р а м м а расчета кривых р(Ц ) и G ( L ) на Э В М , с о с т а в л е н ­ ная на языке Ф о р т р а н I V Л. С. Волиной по алгоритму П . Д . Л я п к о в а , и м е е т с я в В Ц М И Н Г им. И. М . Г у б к и н а . m

эаб

д

г

m

к

r

я

эн

г

э к

3K

5 . 3 . 1 . Р а з б и в а е м интервал давлений р — р на 6 - г - 7 с т у ­ пеней*, р у к о в о д с т в у я с ь следующими рекомендациями: если р >/7 , т о за п е р в у ю ступень б е р е м р а з н о с т ь Ар = р — Рнж> за Ар , Ар - Д - принимаем п о с т е п е н н о у м е н ь ш а ю щ и е с я значения перепада давления. Для заданных значений и с х о д н ы х п а р а м е т р о в м о ж н о взять, например, с л е д у ю щ и й р я д с т у п е н е й давления в М П а ; за6

э а б

л

1

н а с

2

я

11

т

= Рзаб — р

Ар

х

Ар

г

зяб

= 2,85; Ар

3

= 2,0; A

Pi

= 9,5 — 9,0 = 0,5;

ЙК

= 1,5; Ар

= 1,2 и Ар, = 0,8.

ъ

5.3.2. Вычисляем значения с р е д н е г о для к а ж д о й ступени по уравнению

абсолютного

давления

/—1

- Рпй -

Y ЬР>-

&Р -

^

(95)

Для рассматриваемого примера получаем в М П а : / ? i =» 9,25» р 2 = 7,575; /? рз = 5,15; р 4 = 3,4; р $ = 2,05; р з = 1,05. 5.3.3. Вычисляем длины у ч а с т к о в AL (i = \ 2 . . . ) эксплу­ атационной колонны, с о о т в е т с т в у ю щ и е 1-й, 2-й и т. д. с т у п е ­ ням давления, по ф о р м у л е (92). При расчете АЦ учитываем, что в данном примере / г 1 > / > * п о э т о м у ср = 0 и нет н е о б х о д и м о с т и о п р е д е л я т ь р . Р а с ч е т AL ведем в с л е д у ю щ е м п о р я д к е : — находим по рис. 3 или по ф о р м у л е (12) с р е д н ю ю плот­ ность нефти р : по кривой р (Р) Р - 3 для / ? i = 9,25 М П А п о л у ч а е м р « = 8 0 1 к г / м по (12) — cp

сР

ср

С

с?

ср

l

t

ср

г1

Г1

X

н

н1

н1

и с

cp

3

* При использовании ЭВМ число ступеней принимаем равным 2.0...25. 36

н

а

с

р

= 821,5- 9~°'

н 1

5 1 1 Б

=801

кг/м ; 3

— находим значение 6 по кривой Ь {р) рис. 3 или по ф о р ­ муле ( И ) . П о кривой получаем (для p i =» 9,25 МПа) & = 1 , 1 5 9 , по ф о р м у л е ( с у ч е т о м т о г о , что р \ р )— н

н 1

cp

н 1

ср

& — вычисляем р В ж1 В

н 1

= 1 , 1 - 9,0°'

0244

= 1,161;

по (70):

в ж 1

1 + 1,159 / —

= 1

0,35

1

— вычисляем с р е д н ю ю вая,

аас

1

=

0,317;

с к о р о с т ь смеси по (17) и (80), у ч и т ы ­

что Q p - О , Ь = 1, S = — 0,13 = 0,01327 м*: 2

н

4

ш , = 0,001273 [1,159(1 — 0,35) + 0,35] / 0 , 0 1 3 2 7 = е м

= 0,1058 м/с; — вычисляем по (23) значение первой критической с к о р о с т и ш 1 потока, учитывая, что О = D = 0,13 м: S K

г

кр

w

= 0,064 - 5 6 ° '

m

317

(9,81 • 0 . 1 3 )

1 / 2

= 0,259 м/с;

— о п р е д е л я е м тип и с т р у к т у р у с м е с и . Так как р ж1 = 0 , 3 1 7 < ! < ! 0 , 5 и WCMI <Г^крь согласно табл. 1, смесь относится к типу Н/В и имеет капельную с т р у к т у р у ; — находим в первом приближении длину участка эксплуата­ ционной колонны &L с о о т в е т с т в у ю щ у ю перепаду давления A / ? j по (92), приняв приближенно (р 1 — ? а ж 1 > <Рн| = Рк1 = 1 —• р в * 1 , рв1 = » = Рвсу 1150 к г / м : В

U

в

3

—

р

AL =

н]

= 1 -0,317 =0,683, = о8,5 м;

.

L

9,81(0,683- 8 0 1 + 0 , 3 1 7 .

H 5 Q ) . 0,9563

— вычисляем расстояние по оси скважины середины п е р в о г о участка по ф о р м у л е :

от ее устья

да

(—1

Иф

5"

в

cos В

=

L 1

0,9563

_ о

Д

^'

( 9 6

>

2

2

58,5 = 2070,5 м; 37

— вычисляем с р е д н ю ю температуру (63): Т

г

-

315 - ( 2 0 0 8 - 2 0 7 0 , 5 • 0,9563)

°'

потока на глубине L

0 а 3 4 + 0

'

7 9 ,

IQO,001 273 ( 2 0

•

°'

=313

0 1 7 7

0.13 * 2

6 7

1

по

К;

)

— вычисляем по (33) п о в е р х н о с т н о е натяжение а между н е ф т ь ю и попутной в о д о й , о п р е д е л и в предварительно значения а по (34) и з по (35) при р = / ? = 9,25 М П а и 7*1 — 313 К: нв

вг

н г

с р 1

0

а

нг1

=

1О

в

г

1

= 10-

-(1.58 о.05.9,^) +

*

Н

В

( М 9 + 0

__

'

0 1

7 2 -

- ' 9

1 0

^ 0,0522

2 5 )

Н/м,

- б ( 3 1 _ 305) = 0 , 0 0 8 5 3

1 ^ 0 , 0 5 2 2 - 0 , 0 0 8 5 = 0,0437

Н/м,

Н/м;

— вычисляем истинную д о л ю внутренней фазы (нефти) в п о ­ т о к е по (27), полагая, что р = p и что, согласно (17), ш = = Ржс (1 -MfS: в 1

BCV

п р л [ 1

У

(1-0,35)0.1058—

0.54(0,01 + Q , 3 1 7

0 , 1 5 2

)-

0,001273/0,01327 0,1058

4-9,81-0,0437

1150-8011 \ 0 , 2 5

Кэ.81-0,13

1150'

= 0,392; — вычисляем истинную д о л ю в о д ы в потоке по (29): ? в 1 =

= 1 - 0 , 3 9 2 = 0,608;

— вычисляем по (92), пренебрегая членом с >- , значение в о втором приближении: CMi

Д^1

=

0,5-

10

е

9,81 ( 0 , 3 9 2 - 8 0 1 + 0 , 6 0 8 - 1 1 5 0 ) . 0,9563

AL

t

?= 52,6 м.

П е р е х о д и м к расчету значения Д £ . П о с к о л ь к у р = 7,575<| >0 и значение е г о надо о п ­ ределить. Кроме т о г о , несколько у с л о ж н я е т с я определение з> и tp , так как в данном случае в о д о - и н е ф т е с о д е р ж а н и е надо о п р е д е л и т ь в трехфазном ( н е ф т е в о д о г а з о в о м ) п о т о к е , а не в д в у х ф а з н о м ( в о д о н е ф т я н о м ) , как при р а с ч е т е Д ^ ; — находим, как и при расчете &L значения: 2

н

а

с р а

г

а

Г

а

H

lt

р

нз

= 802,6 к г / м ; 6

— вычисляем о б ъ е м н ы е 38

3

н в

= 1,156; Р

в ж 2

= 0,318;

р а с х о д ы нефти и в о д ы :

Q

HS

= 0,001273 • (1 - 0 , 3 5 ) .

1,156 = 0,000956 м / с ; 3

Q = 0,001273 • 0,35 = 0,0004455 м / с — величина, неизменная вдоль ствола скважины, п о с к о л ь к у п р и б л и ж е н н о м о ж н о при­ нять b = 1; — вычисляем средние значения приведенных с к о р о с т е й н е ф ­ ти и воды: 3

B 8

B

цу ш

[|2

= 0,000956/0,01327 = 0,072 м / с , = 0,0004456/0,01327 *= 0,0336 м-'с;

ва

— вычисляем приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую А р , положив р — 802,6 к г / м , = 1150 к г / м , tp = 0, ф = ф = 0,392, ? = с - 0,608: 2

3

Р в 2

Д1

2

=

r3

н а

н 1

в2

— '• 9,31(0,392. 802,6+0,608-

— вычисляем расстояние участка колонны по (96): _2008_ 0,956-3

L 2

— вычисляем ка £ :

„

5

2

L

>

6

_

t

3

н2

в 1

= 299.0

м;

U 5 0 ) - 0,9563

о т устья

д о середины

второго

— 2 9 9 , 5 = 1897,7 м; 2

температуру потока

в с р е д н е м сечении

участ­

2

Г

э к 2

- 3 1 5 - ( 2 0 0 8 - 1897,8 • 0,9563)

°'

0 0 3 4

+°-

^0,001273/

7 Э

- °-

0 1 7 7

.

д

(20.0.13 - ) 2

6 7

= 310,2 К; — вычисляем значение коэффициента с в е р х с ж и м а е м о с т и п о ­ п у т н о г о газа, для чего находим сначала по (57), (61), (59), (60): - 1 , 4 2 / 1 , 2 0 5 = 1,178; о •••г.отн 1 , 1 7 8 - 0 , 9 7 - 0.092 _ . , р

у

-

о

г

н

-

1-0,092

"

р „ р = 10. 7 , 5 7 5 / ( 4 6 , 9 - 2 , 0 5 2

Г

Q

.

Q

"

У

1,199*) = 1,724;

= 3 1 0 , 2 / ( 9 7 + 172 • 1 , 1 9 9 ) = 1,023.

п р 2

Т а к как Т„ 2<С\,0Ь, Р

принимаем

Т

Щ12

=

1,05.

Затем по р 2, 7 ' i выбираем из (58*) выражение для расче­ та коэффициента с в е р х с ж и м а е м о с т и у г л е в о д о р о д н о й части по­ п у т н о г о газа и, подставив в него значения р 2, Т , находим пр

np

а?

г = 0 , 1 3 - 1,724 + (6,05 - 1,05 - 6 , 2 5 ) X у

X 1,05/1,724 = : 0,26. 2

п?2

Далее вычисляем значение к о э ф ф и ц и е н т а сжимаемости ной части п о п у т н о г о газа по (62): г

= 1 + 564 • 1СГ

а а

14,7 / У

(308,3 -

13

308,3-273

X 7,575 а по (58) — значение

273) ' 3

азот­

X

71

,

=

1,0047,

z, 2

г = 0,26(1 -

0,092) + 1,0047 • 0,092 = 0,329;

2

— вычисляем объемный р а с х о д газа через среднее сечение участка Д7, по (79), п о л о ж и в К = 0; Кф = К — 1, приравняв нулю слагаемое с с о м н о ж и т е л е м <х, п о с к о л ь к у р\, < 0,65, и п о д ­ ставив в м е с т о Г е г о выражение из (10): с

а

Н

фа

г

су

1(

Q

r 2

= 0,001273 ° '

3 2 9

'

3 1

°' ' °' 2

1 0

2 9 3 , 2 - 7,5/5

г 2

Х 7,575°'

4 5 4

'

( 1 - 0 , 3 5 ) - (48,45 -

3

'

V

) = 133 • 1 0 ~

17,9Х

V

м /с;

7

3

— вычисляем значение приведенной с к о р о с т и газа: io

n p

.

r 2

= 133 • 1 0 - / 0 , 0 1 3 2 7 = 0,001 м/с; 7

— вычисляем с к о р о с т ь с м е с и ш

= 0,072 +

с м 2

по (17):

0,0336 + 0 , 0 0 1 = 0,1066 м/с;

— находим значение первой критической с к о р о с т и потока п о (23): ш р 1.2 = 0 , 0 6 4 - 56°" (9,81 • 0 , 1 3 ) 3|8

К

= 0,26 м/с;

,/2

— о п р е д е л я е м тип с т р у к т у р ы смеси по табл. 2. Так как ?вж2<0,5 и i 0 < K i p 1 . 2 , смесь о т н о с и т с я к типу Н/В и имеет пузырьково-капельную структуру; — вычисляем значения п о в е р х н о с т н о г о натяжения между фазами: c

u

а З

н

г

2

=»

1 О

2

в г 2

K

= 1.Г

< и 9

-°'

-(1.5в+0.05-7 573) 1

0 |

' '

_

7

?

5 7 5 )

2

= 0,0542

_

-0,0107 З н н 2

— вычисляем (39):

= 0,0542 -

40

_

^

6

3

1

0

0,0107 = 0,0435

10-^(1150-1000)

j QO.O 0G5(310,2—^7 J J

>

2

_

3

0

5

)

=

Н/м;

вязкость в н е ш н е е

0,00.4+38*

ю

Н/м;

фазы

=

Q

Н/м; (воды)

П

а

_

потока

по

— вычисляем истинную д о л ю газа rt с м е с и , приняв в (36) «жг ™ «гг. = ^вг- п о с к о л ь к у п о т о к т р е х ф а з н ы й типа (Г + Н)/В капельно-пузырьковой структуры: в

0,001

ФГ2

, 0 0542\0-33 0,1066+0,23 - 4 : - » ' 0,068 I

/

0 00ЦЗ —

—

•

\0.44

:

-е

1

—

0,0011

1

—0.01 -О.П0113/0.0011

= 0,0033; — вычисляем истинную д о л ю нефти в ж и д к о с т и т р е х ф а з н о г о потока по (27), п о с к о л ь к у внутренней фазой из д в у х ж и д к о с т е й является нефть: 0,072 0,1066+

0,54 ( 0 , 0 1 + 0 , 3 1 8

0 Л 5

' )

0,1066

-

2

X

К э . 8 1 . 0.13J 1

= 0,451;

4- 9 , 8 1 - 0,0435 | 1150—S92,6[ \ 0 , 2 5

X

1150

V

— находим д о л ю

воды в ж и д к о й части

потока по ( 2 9 ) :

I - 0 , 4 5 1 = 0,549;

? в ж 2 =

— вычисляем истинное тегазовом потоке: ? а

а

водосодержание

по (43) в в о д о н е ф -

, « 0,549(1 - 0 , 0 0 3 3 ) = 0,5472;

?н2 = 0,451 (1 -

0,0033) = 0,4495;

— делаем п р о в е р к у результатов оценки значений истинных д о л е й фаз в трехфазном п о т о к е : с у м м а д о л е й фаз д о л ж н а б ы т ь равна 1: 0,0033 + 0,5472 + 0 , 4 4 9 5 = 1,0000; — вычисляем А р а , Т по (56):

значение

плотности

попутного

газа

при

ж

р

г а

= 1,42 • 7,575 • 293,2/(0,320 - 0,1013 • 310,2) = = 313,6 к г / м ; 3

— вычисляем

лонны п о (92):

длину

в т о р о г о участка 10 е

эксплуатационной

ко­

2,85

9,81(0,4495 . 8 0 2 , ^ + 0 , 5 4 7 2 - 1150+0,0033- 3 1 5 , 6 ) . 0,9563

= 293 м; 41

Таблица 4 Результаты расчетов кривых р

(Ц ) к

и р (^эк) г

Ла ступени, считая от з а б о я скважины Параметр

Единица измерения

Mi

5

6

2,0

1,5

1,2

0,8

МПа

9,25

7,575

5,15

3,4

2,05

1,0-5

52,6 3

МПа

=0

4

2,85

э

Lfi

3

0,5

м /м

hi

2

МПа

м

Pi

1

293,0

0

0,00938

9,0

6,15

м

2047,4

м

1944,4

м

218,6

1754,4 ,

—

153,1

135,9

0,0804

0,1916

0,3833

0,650

4,15

2,05

1,45

0,65

1535.8

1365,0

1211,9

1076,0

1645,1

1450,4

1288,5

1144,0

.

1900,9

—

170,8

— в ы ч и с л я е м о о ъ е м н у ю р а с х о д н у ю д о л ю п о п у т н о г о газа в п о т о к е на у ч а с т к е 2 эксплуатационной колонны по (14) или

(22):

S ^

r 3 = =

0,1066

г 3

= 0,00938.

Д а л е е вычисляем значения Д £ . . . A L и р . . . р б ана­ л о г и ч н о вычислению Л £ и р -2 с той лишь о с о б е н н о с т ь ю , что при вычислении Д £ о к а з а л о с ь ш 1.о<Г и>смб < " вУкр^.е, т о е с т ь ч т о в о д о н е ф т я н а я с м е с ь в п о т о к е на у ч а с т к е 6 эксплуатационной колонны о т н о с и т с я к типу В / Н . П о э т о м у при оценке и с т и н н о г о в о д о - и н е ф т е с о д е р ж а н и я в ж и д к о й части потока сначала о п р е ­ д е л я е м значение в о д о с о д е р ж а н и я р„жб по (30), а потом по (32) н а х о д и м 9нжо- К р о м е т о г о , при расчете с по (37) н е о б х о д и м о принять ; А = [А„6, где |х — вязкость нефти как внешней фазы п о т о к а — по (13). 3

2

e

г 3

Г

г

1Ф

6

г 6

нб

Ж

Результаты расчетов т а б л . 4, в к о т о р о й : p

t

кривых p{L )

=/>

3K

з а б

и %{1 )

представлены в

ЭК

— >^Д/> — давления в верхнем с е ч е 1

нии 1 - г о участка эксплуатационной колонны; I 42

P

i

- « — — COS0

— ^

Давление p МПа f

/азоссдержание J5 Рис. 5. К примеру подбора У Э Ц Н к скважине

р а с с т о я н и е о т у с т ь я д о в е р х н е г о сечения / - г о участка колонны_ п о е е д л и н е ; Z,p=o — р а с с т о я н и е от устья д о с е р е д и н ы у ч а с т к а , г д е р = 0; / ^ / — расстояние от у с т ь я д о середины г-го участка, где Р > 0 . 5.3.4. П о значениям p L ? из т а б л . 4 с т р о и м зависимость p(L ) — линия / на .рис. 5, а по значениям р -, a L стро­ им зависимость 8 ( £ к ) — линия 2 на том ж е р и с у н к е . 5.4. Задаемся значением о б ъ е м н о - р а с х о д н о г о газосодержа­ ния у в х о д а в н а с о с в пределах 0,05 . . . 0 , 1 5 , если р > 0 , 5 , и 0,15 . . . 0,25, если р <^ 0,5, и о п р е д е л я е м по кривой 2 рис. 5 р а с с т о я н и е L о т ' у с т ь я скважины д о сечения эксплуатаг

г

it

?

m

Т1

г

?

/

Э

в с у

я с у

K

43

ционной колонны, в к о т о р о м г а з о с о д е р ж а н и е равно принятой в е л и ч и н е , а по кривой 1 — давление у в х о д а в насос в с т в о л е скважины на найденной г л у б и н е . П у с т ь Р = 0 , 1 5 . Т о г д а L = 1508 и и /? = 3,9 М П а . 5.5. В ы ч и с л я е м о б в о д н е н н о с т ь ж и д к о с т и у в х о д а в н а с о с , найдя п р е д в а р и т е л ь н о значение о б ъ е м н о г о коэффициента н е ф ­ ти при р = 3,9 М П а : г в х

H

вх

вх

' 3,9°' E U =

0244

=

1,137, -

—

1

= 0,321.

1 + 1,137 I - - 1 [ 0,35 Т

5.6. П р о в е р я е м , выполняется ли неравенство (93), т о есть условие бескавитационной р а б о т ы н а с о с а . Для э т о г о в ы ч и с ­ ляем по (93") значение (ргвх) , п о с к о л ь к у р < 0 , 5 и газожид­ костная смесь в насосе относится к т и п у ( Г - ( - В ) / Н : й

в в х

( Й 0 н « 0,02 + 0 , 1 5 2 - l g - З А « сопоставляем

найденное

значение

с

0,261; fi

r e s

-= 0,15.

Так

как

( Рг* х)ц У> ф у., приходим к з а к л ю ч е н и ю , ч т о н а с о с в с к в а ж и н е не б у д е т кавитировать и газосепаратор п е р е д н а с о с о м с т а в и т ь нет необходимости. 5.7. Вычисляем по (74) значение к о э ф ф и ц и е н т а сепар-ации с в о б о д н о г о газа п е р е д в х о д о м п р о д у к ц и и в насос при р а б о т е е г о на г л у б и н е L = 1508 м, принимая / ( = 0. Так как р < 0 , 5 , берем ш . =. 0,02 м/с. Принимаем, ч т о для о т б о р а з а д а н н о г о д е б и т а ж и д к о с т и из скважины диаметром 0,13 м надо и с п о л ь з о в а т ь н а с о с группы 5. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, согласно таблице в п. 4.7, б у д е т D = 0,092 м. Вычисляем значение приведенной с к о р о с т и ж и д к о с т и в з а з о ­ ре м е ж д у эксплуатационной колонной скважины и н а с о с о м п е ­ р е д в с а с ы в а ю щ е й сеткой е г о : В

Гв

H

с г с

в в х

др

г

C H

4.0,001273[0,35+1,137(1-0,35)1

= Р

'

0,209 м / с .

3,14(0,13 -0,092*J 3

Вычисляем значение К К

с к

=

с

к -

1 +

0 , 5 2 . 0,209 0 , 0 2 ( 1 - 0 , 0 6 - 0,15)

И

/С = Кск = 0,154. с

44

=

= 0,154

5.8. Вычисляем по (75) д е й с т в и т е л ь н о е давление насыщении ж и д к о с т и в к о л о н н е Н К Т , приняв / С = / С = 1: ф н

0,15 - 0,35

„0.454 , нас п

Рн

^

+

„

17,9(1-0,35)

(1-0,154)

9

К

Рл рас

0.454 _

=

Q Q0,454 , <3,У Н

Д

з

9

0.1S-

°,454

ф в

0,15-

0,35

Q п . о , У •+-

17,9(1—0,35) 0,35

^

_

17,9(1-0,35)

= 8,0675 » 8,07 М П а . 5.9. Рассчитываем м е т о д о м с в е р х у вниз [ 1 ] к р и в у ю p(L } изменения давления в д о л ь колонны Н К Т в интервале о г у с т ь е ­ в о г о сечения е е ( L = 0) д о г л у б и н ы L = 1508, найденной в п. 5.4, принимая давление в у с т ь е в о м сечении Н К Т равным д а в л е н и ю в выкидной линии с к в а ж и н ы , р — р , а К из п. 5.7. Р а с ч е т p(L ) в о с н о в н о м аналогичен р а с ч е т у кривой p(L ) и отличается о т н е г о , главным о б р а з о м , н е о б х о д и м о с т ь ю у ч е ­ та п о т е р ь давления на п р е о д о л е н и е г и д р а в л и ч е с к о г о трения в Н К Т , т о есть в е д е т с я на б а : е использования т о г о ж е уравне­ ния (92), но с у ч е т о м в т о р о г о с л а г а е м о г о в з н а м е н а т е л е е г о правой части, а т а к ж е нагрева п р о д у к ц и и , п о с т у п а ю щ е й в к о ­ л о н н у Н К Т , т е п л о м , в ы д е л я е м ы м д в и г а т е л е м и насосом У Э Ц Н , П р о г р а м м а расчета р(Ц ) на Э В М , составленная на языке Фортран I V Л. С. В о л и н о й п о алгоритму П. Д . Л я п к о в а , и м е е т с я в В Ц М И Н Г им. И. М . Губкина. £>д.на

С

aKT

i

m

K

у

я

с

HKJ

3K

кт

5 . 9 . 1 . Р а з б и в а е м перепад давления / ? д . — р = 8,07 — 0,65 = = 7,42 М П а на 5 с т у п е н е й * , например, т а к и х : Api = 0,8; Ар ~ = 1,2; Д/? , = 1,5; Д/> = 2.0; Д р = 1,92 М П а , и находим з н а ч е ­ ния с р е д н е г о давления для каждой с т у п е н и : p = 1,05; pzpi^ = 2,05: / 7 = 3,4; /? = 5,15; / > с = / , И М П а . — Вычисляем значения p„i п о (12), &„i п о ( П ) и р ] п о (70) для 1-го участка колонны Н К Т , п р и м ы к а ю щ е г о к у с т ь ю с к в а ­ жины: у

н а с

2

:

4

5

cpi

с

р

С1)4

3

р 5

ВЖ

p„i = 8 2 1 , 5 & p *i - 1 B

а1

= 1,1

1,05-°1,05

0115

= 821,04 к г / м , 3

= 1,101,

а с 2 4 4

• 4- 1.101 / —

I

=

0,3284.

0,35

— В ы ч и с л я е м с р е д н и е значения о б ъ е м н ы х р а с х о д о в и п р и ­ в е д е н н ы х с к о р о с т е й нефти и в о д ы * * д л я 1-го у ч а с т к а НКТ: * При расчетах на Э В М число ступеней д о л ж н о быть принято существенно большим — 20...25. ** Объемный расход воды в любом сечении колонны Н К Т так же, как а в любом сечении эксплуатационной колонны скважины, остается неизменным, поскольку в расчетах приближенно принято Ь = 1. в

45

=0,001273(1 - 0 , 3 5 ) .

Q

9i

Qsi

3

- = 0 , 0 0 1 2 7 3 • 0,35 = 0,0004455 м / с ; 3

= 4-

u>np.ui

1,101 « 0,0009109 м / с ;

0 , 0 0 0 9 1 0 9 / ( 3 , 1 4 - 0,05*) = 0,4641 м/с;

= 4 . 0,0004455/(3,14 - 0,05 ) -

w

0,227 м / с .

2

a?M

— Вычисляем приближенно длину п е р в о г о участка колонны Н К Т , с о о т в е т с т в у ю щ е г о п е р е п а д у Др,, п о л о ж и в : р = 821,04 к г / м ; рв1 = П 5 0 к г / м ; ?в1^Рвж1 = 0 , 3 2 8 4 ; ? „ i « f W i = 1 — р ж! = — 0.6716; <р1 = 0; Х « 0, т о е с т ь д о п у с т и в , ч т о колонна Н К Т на п е р в о м у ч а с т к е заполнена н е п о д в и ж н о й с м е с ь ю нефти и в о ­ ды с в о д о с о д е р ж а н и е м р 1 = 0 , 3 2 8 4 . П о д с т а в л я е м п е р е ч и с л е н ­ ные данные в (92) и п о л у ч а е м : 3

н1

3

В

Г

см1

ВЖ

•г Д/_! =

10 - 0,8 е

:

о

9,81(0,6716- 821,4+0,3824-

— Вычисляем

расстояние L,

—

от

= 86 м.

1150)cosl7°

устья

до

с

середины

участка

A L i = 43 м.

—

Определяем приращение т е м п е р а т у р ы потока продукции за с ч е т нагрева е е т е п л о м двигателя и насоса п о (67). Д л я э т о г о п р е д в а р и т е л ь н о оцениваем значения в х о д я щ и х в (67) величин И, г , т| , а также р и р , и с п о л ь з у е м ы х при вычислении И. Н а х о д и м ( п р и б л и ж е н н о ) в о д о с о д е р ж а н и е в насосе п о (70) при Ь = Ь . : г р

а

н

в ж н

д

ж н

н а с

1+1,1.

9

о д а М

/

'

Вычисляем п р и б л и ж е н н о н а с о с е п о (69):

^

-

=

1

0.317

0,35

значение

плотности

Р » н - - | | ^ < 1 - 0 , 3 1 7 ) + 1150- ° '

3 1 7

жидкости

в

=

= 911,6 к г / м . 3

— Вычисляем приближенно с к в а ж и н е п о (68): И = 2008

1 0 6

9 , 8 1 . 911,6

X 48,5(1 - 0 , 3 5 ) X I 46

н а п о р насоса при р а б о т е

(9,5 V

1 -

0,65) '

160 • 0,05 X

'

] / « 8 7 1 , 2

м.

его

в

—Вычисляем приближенно среднюю теплоемкость жидкости в н а с о с е по (71): с

с р

= 2 0 0 0 ( 1 - 0 , 3 1 7 ) 4- 4380 • 0,317 = = 2754,5 Д ж / ( к г -

К).

Значение к. и. д . э л е к т р о д в и г а т е л я т\ принимаем, с о г л а с н о р е к о м е н д а ц и и п. 4.6, равным 0,76, так как с насосом г р у п п ы 5 к о м п л е к т у е т с я двигатель д и а м е т р о м 103 мм. Для о ц е н к и значения к. п. д. н а с о с а при р а б о т е в с к в а ж и ­ не сначала о п р е д е л я е м значение н о м и н а л ь н о г о к. п. д . насоса г р у п п ы 5, номинальная подача к о т о р о г о не м е н ь ш е (равна или несколько больше) среднего расхода продукции через насос, р а в н о г о п р и б л и ж е н н о величине Q

W H

~ П 0 [ 1,1 . 9 - ' 0

=

03

14

( 1 - 0 , 3 1 7 ) 4-0,317]

=

122,1 м / с у т . 3

П о рис. 2 а или из т а б л . 37 с п р а в о ч н и к а [ 4 | находим б л и ж а й щ у ю п о п о д а ч е у с т а н о в к у группы 5 — У Э Ц Н 5 = 130* с к . п. д . насоса 0,585. Затем находим п р и б л и ж е н н о к а ж у щ у ю с я в я з к о с т ь п р о д у к ц и и в н а с о с е . Д л я э т о г о сначала о п р е д е л я е м п р и б л и ж е н н о в я з к о с т ь нефти в н а с о с е , я в л я ю щ е й с я внешней фазой п р о х о д я щ е й ч е р е з н е г о п р о д у к ц и и , при температуре пласта п о р и с . 3 или по (13): •I

~ _:

~ 0,00320 Па-

с.

Н о п о с к о л ь к у температура п р о д у к ц и и в н а с о с е ниже Г и равна п р и б л и ж е н н о т е м п е р а т у р е в с т в о л е с к в а ж и н ы перед в х о д о м в насос п л

т

Т

0 1~

в х

/ото

icno

л П-ЙОЧ 0 , 0 0 3 4 + 0 , 7 9 - 0,0177

= 31о — (2008 — 1508 • 0,9обЗ) — 1

0

•—•

0,001^73/(20

• '

0,13 - ') 2

—

6

= 305,5 К — вносим п о п р а в к у на в я з к о с т ь н е ф т и п о н о м о г р а м м е Льюиса и Сквайрса (рис. 4). В я з к о с т ь нефти в н а с о с е при Т = » 305,5 К будет: ^ к 0,0043 П а - с. Так как £ = 0 , 3 1 7 ^ 0 , 5 , то значение с т и о п р е д е л я е м п о (40): в ж н

[х

жн

= О,О043

1 + 2

' ' 9

0 , 3 1 7

кажущейся

вязко­

= 0 , 0 1 2 1 П а - с.

1-0,317 * На напор насоса в данном случае не обращаем внимания, так как у всех насосов типа У Э Ц Н 5 - 1 3 0 к. п. д. один и тот же. 47

Находим

по

(73)

значение

параметра В^,

учитывающего

влияние в я з к о с т и ж и д к о с т и на к. п. д. н а с о с а : В. = 3 4 1 3 -

1(Г

6

• 91 1,6-

130

/ 0,0121 «

2/3

Т а к как В < 4 7 9 5 0 , к. п. д . насоса

6599,6.

при работе в с к в а ж и н е ,

( Л

с о г л а с н о (72), б у д е т т ] * = 0 , 3 - 0,585 (lg 6599,6 -

1,82) = 0,351.

н

Т е п е р ь п о (67) находим 9,81.871,2 275*,5

/

1

^

0 , 3 5 1 - 0,76

\

Х

В

5

)

— Вычисляем по (65) т е м п е р а т у р у потока в НКТ на с е р е д и ­ не 1-го у ч а с т к а , т о есть на глубине L = 43 м: x

Г . „ . ~ 3 1 5 -(2008 -

1 5 0 8 - 0,9563)

°.о°34+о.79. 0,0177 i q 0 , 0 0 1 273 / ( 2 0 0,1 3 > 2

+

150 ! £ -

-(1508-43)

0 . 0 0 3 4 + 0 . 7 9 . 0.0!77

150'S

1 0

0,001273

'(20-0.05 2

6 7

^

6 7

+

}

_

)

= 289,8 К. — Вычисляем значение коэффициента с в е р х с ж и м а е м о с т и п о ­ п у т н о г о газа в НКТ на глубине L T L = 43 м аналогично т о м у , как э т о в ы п о л н е н о в п. 5.2.3: H K

р

Г

Ю • 1 , 0 5 / ( 4 6 , 9 - 2,03 • 1 , 1 9 9 ) - 0 , 2 3 9 ,

=

п?1

s

= 2 8 9 , 8 / ( 9 7 + 172 - 1,199) = 0,956.

п р 1

Так как T i
Л

принимаем Г = 1,05. Н а х о д и м z п о с о о т в е т с т в у ю щ е й полученным значени­ y

п р 1

n

z , = 1 — 0 , 2 3 - 0,235 - ( 1 , 8 8 -

1,67-

y

Вычисляем 2* l п о a

al

= 1 + 564 1

1Ч

10

X 1 05 ' Вычисляем по (58)

2

(62). —

z

1 , 0 5 ) . 0.239 = 0,938.

м

7 / К а

3 71

(289,8 "

ш : Г 2 7 Г

273) '

X

= 1,000.

значение г \ х

z = 0 , 9 3 8 - (1 - 0 , 0 9 2 ) + 1,000 • 0,092 = 0,944. x

48

Вычисляем о б ъ е м н ы й р а с х о д газа ч е р е з с р е д н е е сечение i - г о у ч а с т к а колонны НКТ по (79) б е з с л а г а е м о г о с с о м н о ж и ­ телем О (ПОСКОЛЬКУ Р < 0 . 6 5 ) , ПОЛОЖИВ К ф = ЛГфв = 1, Кс = - 0,154, ^ = 3,9 М П а : г

В С У

н

в х

Q

rl

0,001273

=

^44.289,8-0.1013 2 9 3 , 2 - 1,05

4

X [(1 - 0 , 1 5 4 ) (48,5 -(17,9-

1,05 ' 0

17,9-

-

454

(

1

_0, 5)Х 3

3,9 '' )-~ 0

17,9- 3,9°'

454

5 4

)] =

= 0,00207 м / с . 3

— Вычисляем значение приведенной с к о р о с т и газа, с к о р о с т и ж и д к о с т и и с к о р о с т и Г Ж С в с р е д н е м сечении 1 - г о участка НКТ: и>п .г1 = 0,00207/0,001953 =

1,051

Р

Юяр.ж!

= 0 , 4 6 4 + 0,227 - 0 , 6 9 1

= 0,464 + 0,227 +

•Шсм!

м/с,

м/с,

1,054 = 1,745

м/с.

— Вычисляем значения 1-й и 2-й критических с к о р о с т е й п о ­ тока в с р е д н е м сечении 1-го участка: а>кры = 0 , 0 5 4 - 5 5 '

• ] / 9 , 8 1 • 0,05 = 0 , 1 6 0 6 м / с ,

Ш к 2.1 = 0 , 4 8 7 •

| А , 8 1 • 0,05 = 0,3411 м/с.

Р

— Определяем по табл. 2 тип и с т р у к т у р у потока н е ф т е в о д о г а з о в о й смеси ч е р е з с р е д н е е сечение 1-го участка Н К Т . Так как Р в ж 1 < 0 , 5 , w ^>ш , / ? 1 > 0 , 7 МПа, смесь о т ­ носится к т и п у ( В + П ' Н имеет эмульсионно-пузырьковую структуру. — Вычисляем значения п о в е р х н о с т н о г о натяжения между фазами Г Ж С : CMi

лр2Л

С Р

и

о а

н г 1

=

!0

в г 1

= IO- " 1 1

1 9 4

- ' ' - - * = 0,063 0

0

-(1.58+о.о5.1,о5) _

1

?

0 6

2

= 0,0244 о

н в !

= 0,053 -

_ Ю

- 0

Н/м,

(289,8 — 3 0 5 ) =

Н/м,

0,0245 = 0,0385 Н/м.

-—Вычисляем по (13) или о п р е д е л я е м п о рис. 3 значение вязкости н е ф т и при р \ — 1,05 М П а и 7 = 315 К: ср

,

п л

пересчитываем э т о значение на 7\ = 289,8 К по н о м о г р а м м е Льюиса и Сквайрса рис. 4. Так как с н и ж е н и е т е м п е р а т у р ы н е ф ­ ти Л7\ = 315 — 289,8 = 25,2 К, т о в я з к о с т ь нефти при 289,8 К б у д е т у- \ = 0 , 0 1 2 П а - с. н

— В ы ч и с л я е м значение

параметра А по (42) и (25):

А = (1 -f- 20 - 0,3284*)/(8 • 1 , 7 3 5 / 0 , 0 5 ) ' 0

— Находим кажущуюся (41), п о с к о л ь к у Л > 1 : ^=1,3-0,012

f ^ ' !

'

Г

вязкость

1

2

9

43

0

'

3 2 а 4

жидкой

=

1,3.

части

ГЖС

по

\ = 0,0453 П а - с,

0 , 3 2 8 4

1-0,3284

)

где 0,3284 — в о д о с о д е р ж а н и е в ж и д к о й части Г Ж С в с р е д н е м сечении 1-го участка к о л о н н ы Н К Т , с м . в ы ш е . — Вычисляем истинное г а з о с о д е р ж а н и е ? 1 по (36): Г

m , яи / 0 0244\0. ^ 1,7464-0,23 J \ ^ I 0,063 ] 8

.

1,054 : / 0 0453\ 0 , 4 4 [ \ . I 0 ,00h I

=—• -0,01

0.0153/0,0011

е

= 0,507. — Вычисляем истинную д о л ю воды в ж и д к о й части Г Ж С на 1-ом у ч а с т к е колонны Н К Т п о (30), п о с к о л ь к у внешней ф а з о й п о т о к а является н е ф т ь : 0,227 0,691-

[0,425-0,827—

V

- | X 9,81 . 0,05

1

, 4-

9,81 • 0,0335[1150—8211

X

0,25

/

= 0,300.

82Р

— Н а х о д и м д о л ю нефти в ж и д к о с т и п о (32): ? н ж 1

=

1-0,3=0,7.

— Вычисляем истинное в о д о с о д е р ж а н и е по (43) и н е ф т е с о д е р ж а н и е п о (44) в Г Ж С на у ч а с т к е 1: ср = 0,3(1 — 0 , 5 0 7 ) = 0 , 1 4 8 , в£

tp

H l

~ 0,7 (1 - 0 , 5 0 7 ) =

0,345.

— П р о в е р я е м результаты расчета значений ? i , 9„i» ?BI* r

0,507 + 0,345 + 0,148 = 1,000. 50

p z=

— Вычисляем

значение

плотности

попутного

1,05 МПа и 7"! = 289,8 К по (56):

cpl

рп = 1 , 4 2 -

1,05-

293,2/(0,944- 0,1013-

газа

при

289,8) =

= 15,77 к г / м . 3

— Оцениваем к а ж у щ у ю с я вязкость Г Ж С в с р е д н е м сече­ нии 1-го участка Н К Т , принимая ее равной кажущейся в я з ­ кости смеси нефти и воды в том же сечении, т о есть I W 1 = *(J-*i = 0,0453 П а -

— Вычисляем значение

числа

с.

Рейнольдса п о т о к а Г Ж С по

(48): Re

CM

=

- M L ( 8 2 1 - 0 , 4 6 4 + 1 1 5 0 - 0,227 + 1 5 , 7 7 0,0453

— Определяем значение */- \ по (49), п о с к о л ь к у значение R e i меньше 2000: см

1,054) = 727.

полученное

CM

>.

см1

=64/727 =0,088.

— Вычисляем значение Д/^ по (92): A

L

ю - 0,8 6

=

9 , 8 1 ( 0 , 3 4 5 . 8 2 1 + 0 . 1 4 8 . 1150-0,507- 15,77) • 0,9563+

1

1 + ^

0,088 / 821 1—Н_/ 2- 0,05

. 0,464«+

1 0,345

1150 —

• 0,227 Ч 2

0,148

15,77 =

1,054

\ )

а

~"

J

0,507

= 155 м.

5.9.2. Рассчитываем значения Д 1 . . . Д/- колонны НКТ аналогично расчету A L и определяем расстояние по оси скважины от ее устья д о сечения Н К Т , в к о т о р о м давление равно /7д. «с. Эта длина в данном случае оказалась равной 2

а

U

а

965,5 ы.

5.9.3. Определяем длину участка A L колонны НКТ о т се­ чения, где давление равно р . ас, д о глубины спуска насоса 1 = 1508 м: 6

& Н

Й

Д 1 = 1508 — 9 6 5 , 5 =* 542,5 м. 6

6.0.4. Вычисляем перепад давления на длине Д 1 НКТ, учитывая, что на э т о м участке т е ч е т в о д о н е ф т я н а я с м е с ь , не содержащая с в о б о д н о г о газа, с? е — 0, что м о ж н о принять: &нб = 6 .нас, рнб = рн.нас и что в я з к о с т ь нефти {i s отличается о т вязкости [Хнпл при Г т о л ь к о в с л е д с т в и е в о з м о ж н о г о отличия температуры 7" о т Г . Расчет выполняем аналогично расче­ т у участка Д £ , эксплуатационной колонны — с м . п. 5.3.3. в

г

н

H

ПЛ

в

пл

51

Таблица

5

Результаты расчетов к построению кривой ^ ( 1 к г ) Н

МЬ ступени Единица измерения

Параметр

I

НКТ

2

3

4

6

5

Др

МПа

0,8

1,2

1,5

2.0

1,92

4,76

Рср

МПа

1,05

2,05

3,4

5,15

7,11

10,95

AL

м

155

172,6

187,8

232,6

218,3

U

м

155

326,8

505.6

738,2

956,5

Pi

МПа

2,65

1,45

6,15

4,15

543,5 1508 12,83

8,07

Р е з у л ь т а т ы р а с ч е т о в к р и в о й p(L„ ) п р е д с т а в л е н ы в т а б л . 5 , в к о т о р о й L — расстояние по оси скважины о т устья д о ниж­ н е г о сечения t - r o участка НКТ; р — давление в э т о м сече­ нии. 5.9.5. С т р о и м к р и в у ю p { L ) — линия 3 на рис.5 п о з н а ч е н и я м р, L т а б л . 5 и э к с т р а п о л и р у е м ее в о б л а с т ь 7 - > Z . „ = 1508 м в р а с ч е т е на в о з м о ж н о с т ь с п у с к а н а с о с а в п р о ц е с с е д а л ь н е й ­ шего подбора УЭЦН к скважине на г л у б и н у , б о л ь ш у ю 1508 м. 5.10. О п р е д е л я е м д а в л е н и е в Н К Т на в ы х о д е из н а с о с а * (на г л у б и н е L = 1508 м) п о к р и в о й 3 р и с . 5 и д а в л е н и е р к о т о р о е т р е б у е т с я для р а б о т ы с и с т е м ы с к в а ж и н а — У Э Ц Н с заданным д е б и т о м ж и д к о с т и : :

KT

t

х

H K T

{

A

:

a

р Рс =

/ W -

а

= 12,9 М П а ,

в н х

Рь, =

12,9 -

3,9 = 9,0 М П а .

5.11. Вычисляем с р е д н ю ю температуру п р о д у к ц и и в насосе п о (64): 7\

с р

= 315 — ( 2 0 0 S - 1503 - 0,9533)

0,003 t 4 - 0 , 7 9 -

ю

+

10

6

9,0

9 1 1 , 6 - 2754,5

0,001 2 7 3 / ( 2 0 - 0 . 1 3 2

1 0,351

0,0177

1 0,76

2

6 7

)

+

= 312 К,

0,351

* Действительное давление на выходе из насоса будет меньше найденного указанным способом на величину £ " - р с р - ' ц С 0 5 9-где g" = 9,81 м / с , рср — среднеинтегральная плотность продукции в насосе ( к г / м ) , / cosO — расстояние от входа в насос д о выхода из него по вертикали ( м ) , составляющее « 1 % от номинального напора насоса. 2

3

52

н

\

\

где 911,6 — с р е д н я я п л о т н о с т ь п р о д у к ц и и ( к г / м ) в н а с о с е , принятая п р и б л и ж е н н о р а в н о й п л о т н о с т и ж и д к о с т и в н а с о с е из п. 5.9.1 5.12. В ы ч и с л я е м с р е д н е и н т е г р а л ь н ы й р а с х о д ж и д к о й части п р о д у к ц и и ч е р е з н а с о с п о (88), принимая / С ф = - 0 , 9 ; Яф = 0 , 1 ; МПа: 3

Н

<Зж -

П

|{8,07 — 3 , 9 ) [ 0 , 3 5 + 1,1(1 - 0 , 3 5 ) ( 1 - 0,9) X

Ср

X 3 9 ' ' ] + (1 0

S

0 2

1 4

1+0^4 X [(1 -

0,35)( 8 , 0 7 ' 1

-

0 2 4 4

3,9

) X

1 Л 2 4 4

+ ( 1 2 , 9 - 8 , 0 7 ) [1,1(1 - 0 , 3 5 ) X 0,9) • 3 , 9 ° ' " + 0,9 • 8 , 0 7 0 2

+ 0,35]

0

0 2 4 4

] +

= 0,001398

5.13. В ы ч и с л я е м по (89) с р е д н е и н т е г р а л ь н ы й р а с х о д б о д н о г о газа ч е р е з н а с о с . Сначала н а х о д и м значения А, В и г в насосе:

сво­

с р

А = (17,9(1 — 0 , 3 5 ) [ ( 1 + 0,9.

3,9 ' 0

4 5 4

0,154) ( 9

м

5

4

— 3,9 ' 0

4 5 4

)

+

] + 0 , 1 5 • 0,35 [(1 — 0,154-К9 — 3,9) +

+ 0,1 • 3,9]} 1 п - М ^ = 20,436; 319 В = ( 1 - 0 , 3 5 ) (8.07 ' 0

4 5 4

-

3,9

)

м 5 4

°±-IL- -f9

0,454

+ 0 , 1 5 - 0 , 3 5 - 0,1 (8,07 — 3 , 9 ) = 16,758. Значение г вх

определяем

с р

п о (58) п р и Г

= 3,9 МПа из п. 5.4* и р .

у 01К

Г . о р

Так как Г . < п р

н

н

с р

. =3!2 н

К из п. 5.11

— 1,2, н а й д е н н о м п о (61).

= 3 1 2 / ( 9 4 + 172 • 1,2) = 1,038. 1,5, принимаем Г . п р

=

н

1,05.

Рпр.н = Ю • 3,9/(46,9 — 2,03 • 1,2 ) = 0,8 37. 3

П о н а й д е н н ы м с р е д н и м значениям Т .» , р ., выбираем (58*) с о о т в е т с т в у ю щ у ю ф о р м у л у д л я г и н а х о д и м : пр

лр

из

у

* Было бы правильнее г определить при среднеинтегральном давления в насосе. Чтобы сократить объем вычислений, в данном случае целесообразно вме­ сто среднеинтегрального давления принять давление у входа в насос, с р

53

2

У

«

1 — 0 , 2 3 - 0 , 8 8 7 - ( 1 , 8 8 — 1,67 - 1.05). 0,887* = 0,698.

z ~

1+554-

a

г

с

р

10"

(312-273) '

1 3

3

f c p

. 3,9

1 4

*

^

7 / / Ш

8

== 1,001.

- 0,698(1 - 0 , 0 9 2 ) + 1,001 . 0,092 = 0,726.

П о д с т а в и в значения А, В и г Q

П

= (20,436 -

в (89), п о л у ч а е м :

ср

16,758) o.OQ'273 - 0.726 - 0 , 1 0 ^ - 312 293,2(32,9-3,9)

С р

= 0,0000407 5.14. В ы ч и с л я е м н а с о с п о (85): Q

c p

-

м /с 3

среднеинтегральный

расход

ГЖС

через

0,001398 + 0,000041 = 0,001439 м / с . 3

5.15. В ы ч и с л я е м

м а с с о в ы й р а с х о д ч е р е з н а с о с по (76):

т = 0,001273(850(1 — 0 , 3 5 ) + 1150 - 0,35] + +

0,001273 . 1,421(1 — 0,35) [ 4 8 , 5 - 0 , 1 5 4 ( 4 8 , 5 — 17,9 X X 3,9 ' 0

4 5 4

) ] + 0,35 • 0,15 [ 9 — 0 , 1 5 4 ( 9 - 3 , 9 ) ] } =

=

1,271 к г / с .

5.16. В ы ч и с л я е м с р е д н е и н т е г р а л ь н у ю п л о т н о с т ь в н а с о с е п о (90):

продукции

= 1,271/0,001439 = 883,3 к г / м . 3

Р е р л 1

5.17. В ы ч и с л я е м н а п о р , к о т о р ы й н е о б х о д и м для системы скважина — У Э Ц Н с заданным д е б и т о м - 0,001273 м / с п о (91):

работы Q = K c y

3

1 0 ( 1 2 , 9 — 3 , 9 ) / ( 0 , 8 1 • 883,3) = е

1 0 3 8 , 6 * 1039 м. 5.18. В ы ч и с л я е м сосе: R

среднеинтегральное .-7 e

=

1439-

КГ

г а з о с о д е р ж а н и е в на­

0,0283.

6

5.19. О п р е д е л я е м к а ж у щ у ю с я в я з к о с т ь ж и д к о с т и и Г Ж С в н а с о с е при Г . ц = 312 К из п. 5 - 1 1 . П о с к о л ь к у вязкость нефти, являющейся внешней фазой п р о д у к ц и и в н а с о с е , при T = 3 1 5 K , с о г л а с н о п. 5 . 9 . 1 , равна 0,0032 П а - с, ТО При Тср.н — 312 К, п о л ь з у я с ь г р а ф и к о м Л ь ю и ­ са и С к в а й р с а , н а х о д и м 0,0036 П а - с. К а ж у щ а я с я в я з ­ к о с т ь ж и д к о й части так ж е , как и Г Ж С в н а с о с е , б у д е т с р

n

i

я

54

Р

с м

~ 1* -

0,0036

жн

'

+

2

,

' °'

9

= 0 , 0 1 0 1 П а - с.

3 1 7

1-0,317

5.20. В ы ч и с л я е м значение к о э ф ф и ц и е н т а f( яния в я з к о с т и на п о д а ч у по ф о р м у л е

K

и на н а п о р но

—l + 5 4 | W ( PГ c

Q =

-

P

для учета

Q

вли­

( 9 7

Q^ ) 3

>

формуле

1+

Л

ср

,

К

1

!

К» =

х

о 9540.001437

2 / 3

)

^ 0,924.

—

1+

2

У

5

гср гсм

Ц - 5 4 - 0,0101/(883,3-

Q

7

'

7

5

883,3 - 0 , 0 0 1 4 3 7

2у3

/0,0101

5.21. В ы ч и с л я е м значения п о д а ч и и н а п о р а , к о т о р ы е д о л ­ жен и м е т ь н а с о с при р а б о т е на в о д е , ч т о б ы р а с х о д Г Ж С б ы л 0,001439 м / с , а напор 1039 м с о г л а с н о 5.14 и 5.17 с о о т в е т с т ­ венно: 8

Q

Q«>_

=

86400- 0,001439 _

^

3

^

т

0,954

KQ

^

=

J 0 3 9 _

=

1

1

2

5

м

_

0,924

К»

л

5.22. В ы б и р а е м по Q , г/ , D и р и с . 2, к а т а л о г а [2] или справочникам [3, 4] т и п о р а з м е р У Э Ц Н ( ш и ф р у с т а н о в к и ) , на­ с о с к о т о р о й у д о в л е т в о р я л бы у с л о в и я м (2), (3). Т а к о й у с т а ­ новкой является УЭЦН5-130-1400 с насосом ЭЦН5-130-1400, (оптимальная п о д а ч а насоса 132 м / с у т , номинальный н а п о р , т о е с т ь н а п о р при номинальной п о д а ч е 130 м / с у т , И = «= 1460 м, п а с п о р т н ы й н а п о р при о п т и м а л ь н о й п о д а ч е //^.опт " =« 1430 м, номинальная ч а с т о т а вращения п — 2825 о б / м и н , н о ­ м и н а л ь н о е ч и с л о с т у п е н е й 2 = 3 4 8 ) , так как B

3K

вс

3

3

ти

3

0,65 <

130

^ 1 3 2

-

0,985 < ^

1,25 '

55

и Я

в

с

=

1122 <

1460 -

190 =

1270,

г д е 190 = Д / Y — в е л и ч и н а , на к о т о р у ю н е о б х о д и м о п е р е м е с т и т ь п о в е р т и к а л и с в е р х у вниз параллельно с а м о й с е б е п а с п о р т н у ю кривую И — Q насоса, ч т о б ы получить вероятную напорнор а с х о д н у ю х а р а к т е р и с т и к у р а б о т ы е г о на в о д е (1). Для нашего случая: д//=

0.92- и з о 3 . 9 + 0 , 0 2 3 - 132

=

1

8

9

|

7

а

,

1

9

0

м

.

В к о м п л е к т в ы б р а н н о й у с т а н о в к и , к р о м е насоса, входят электродвигатель ПЭД40-103АВ5 номинальной мощностью 45 кВт и д о п у с т и м о й температурой охлаждающей жидкости 70°С, к а б е л ь К П Б К 3 X 1 6 " КПБП З Х Ю , трансформатор Т М П Н - 1 0 0 / 1 , 1 7 - 7 3 У 1 и станция у п р а в л е н и я Ш Г С 5 8 0 2 - 4 9 А 2 У 1 . 5.23. О п р е д е л я е м в е р о я т н о е з н а ч е н и е к. п. д . насоса при р а б о т е на в о д е с п о д а ч е й Q = 130 м / с у т с о г л а с н о [ I ] : 3

B

^ ( l - ^ - ) - 0 . 5 8 6 ( 1 - } ^ ) - 0 , 5 0 7 . г д е iq" — к. п. д . насоса при Q = 130 м / с у т п о е г о паспорт­ ной х а р а к т е р и с т и к е . 5.24. Н а х о д и м к. п. д . в ы б р а н н о г о в п. 5.22 насоса при ра­ б о т е в скважине. Предварительно оцениваем значение коэффициента Я у ч и т ы в а ю щ е г о влияние в я з к о с т и п р о х о д я щ е й ч е р е з насос п р о д у к ц и и на к. п. д. насоса, п о ф о р м у л е 3

B

1,

если £

0,36 I g ^ — 0 , 6 4 , е с л и 5

и

р

> 47950 <

47950.

Т а к как с о г л а с н о (73) 5^ = 3 4 1 3 - Ю ' .

883-

6

130

2 / 3

/ 0,0104 = 7436 < 47950,

то К

щ

= 0,36 l g 7436 -

П о э т о м у к. п. д .

0,64 = 0,754.

насоса, р а б о т а ю щ е г о в скважине, б у д е т :

7] . м

см

= 0,754 - 0,507 = 0,382.

5.25. В ы ч и с л я е м м о щ н о с т ь , к о т о р у ю б у д е т п о т р е б л я т ь на­ с о с при о т к а ч к е с к в а ж и н н о й п р о д у к ц и и , п о ф о р м у л е 56

"где ( 2 „ ^ ° Д ( м / с у т ) , /У — с к о р р е к т и р о в а н н ы й напор (м) я з п. 5 . 2 1 ; р . с п л о т н о с т ь п р о д у к ц и и ( к г / м ) в н а с о с е из д . 5.15; g = 9,81 м / с ; K и К — к о э ф ф и ц и е н т ы у ч е т а влия­ ния в я з к о с т и на п о д а ч у и н а п о р н а с о с а из п. 5.20; т} . — . п. д . н а с о с а из п. 5.24; N — м о щ н о с т ь , п о т р е б л я е м а я г а з о " с е п а р а т о р о м и равная для г а з о с е п а р а т о р а к н а с о с а м г р у п п ы 5 ~ 1 к В т , к н а с о с а м группы 5Л д= 2,3 к В т и к насосам г р у п п ы 6 х 3,6 кВт при р а б о т е У Э Ц Н на у с т а н о в и в ш е м с я р е ж и м е (очевидно, что если газосепаратора в У Э Ц Н нет, т о надо принять N = 0): п

а ч а

н

Р

3

вс

3

—

8

Q

и

к

см

Tc

к

TC

д, _

130- 1125- 0 , 9 5 4 ' 0,924- 8 8 3 , 3 - 9,81 _

" ~

86,4- 0,382-

10

~

е

33 9

K

g

T

' '

5.26. С о п о с т а в л я е м значение N из п. 5.25 с о з н а ч е н и е м номинальной м о щ н о с т и штатного двигателя Л' установки, в ы б р а н н о й в п. 5.22. Если Л ' > Л / и р а з н о с т ь AN ~ / У — ;V не б о л ь ш е о д н о г о шага в р я д у н о м и н а л ь н ы х м о щ н о с т е й п о г ­ р у ж н ы х э л е к т р о д в и г а т е л е й типа П Э Д , к о т о р ы е м о г у т б ы т ь с п у щ е н ы в с к в а ж и н у в м е с т е с в ы б р а н н ы м в п. 5.22 н а с о с о м , оставляем штатный. В противном случае б е р е м такой бли­ жайший т и п о р а з м е р П Э Д , номинальная м о щ н о с т ь к о т о р о г о , при п р о ч и х равных у с л о в и я х , не м е н ь ш е 1,3 /V , г д е 1,3 — к о э ф ф и ц и е н т запаса м о щ н о с т и д в и г а т е л я в р а с ч е т е на у в е л и ­ чение е г о ресурса, выработанный практикой эксплуатации H

дш

д Ш

н

дш

H

H

УЭЦН:

45

Л'дш

N

33,9

K

ДЛ/-;У

Л Щ

1,33>1,3;

1

— , У - 4 5 - 3 3 , 9 = 11,1 к В т . н

Т а к как значение AN — 11,1 кВт м е н ь ш е р а з н о с т и н о м и ­ нальных м о щ н о с т е й в ы б р а н н о г о д в и г а т е л я П Э Д 4 0 - Ю З А В 5 и б л и ж а й ш е г о к н е м у двигателя П Э Д 2 8 - Ю З А В 5 м е н ь ш е й м о щ ­ н о с т и т о г о ж е д и а м е т р а , для п р и в о д а насоса и з б и р а е м о й у с ­ т а н о в к и о с т а в л я е м штатный д в и г а т е л ь . 5.27. О п р е д е л я е м п о т а б л . 6 минимально д о п у с т и м у ю с к о ­ р о с т ь да (м/с) п о т о к а в з а з о р е м е ж д у с г е н к о й э к с п л у а т а ц и ­ о н н о й к о л о н н ы скважины и к о р п у с о м д в и г а т е л я и в ы ч и с л я е м по формуле охл

Q

l M

-

86400 • w

cX1

• т. (DL -

Dl) / 4

(100)

минимально д о п у с т и м ы й о т б о р ж и д к о с т и из скважины ( м / с у т ) с т о ч к и зрения н е о б х о д и м о й и н т е н с и в н о с т и о х л а ж д е н и я П Э Д , В (100) О — в н у т р е н н и й д и а м е т р э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н ы 3

эк

57

Таблицаб Техническая характеристика погружных электродвигателей

Номиналь­ Частота ная м о щ ­ в р а ш е н и я , ность, кВт об/мин

Шифр

к.

п. д . .

Темпера­ Скорость т у р а о к р у ­ о хлаждаю­ % щей ж и д ­ жающей среды. ° С кости, м / с

П Э Д 14— 103АВ5

16

2800

76

70

0,06

П Э Д 20—103АВ5

22

2800

76

70

0,06

П Э Д 28—103АВ5 с. П Э Д 40— 103АВ5

32

2800

76

70

0.085

45

2760

76

70

0,12

ПЭД 45—П7АВ5

45

2835

81

50

0,27

П Э Д 65—117АВ5

63

2835

81

50

0,27

ПЭДС

90

2835

81

50

0,75

17-123АВ5

22

2865

82

70

од

П Э Д 35—123АВ5

32

2865

82

70

0,12

ПЭД 46-123АВ5

45

2865

82

70

0,12

ПЭД 55-123АВ5

63

2850

82

70

0,2

П Э Д 100—123АВ5

90

2820

82

70

0,3

125

2865

84

50

0,9

*

ПЭД

ПЭД

90—117АВ5

125-138АВ5

Примечание: Число между тире двигателя в мм.

и буквой А обозначает диаметр

корпуса

в м е с т е р а с п о л о ж е н и я П Э Д , ы; D„ — н а р у ж н ы й д и а м е т р П Э Д , м. С о г л а с н о т а б л . 6 для П Э Д 4 0 - 1 0 3 А В 5 w = 0,\2 м/с, поэ­ тому o x n


в

= 51,2 м / с у т . 3

5.28. В ы ч и с л я е м г л у б и н у спуска н а с о с а , и с х о д я из в о з м о ж ­ н о с т и о с в о е н и я с к в а ж и н ы (в ч а с т н о с т и , п о с л е е е п р о м ы в к и или г л у ш е н и я т е х н о л о г и ч е с к о й ж и д к о с т ь ю ) , по ф о р м у л е ^осв

58

"

{ Нф

"Г"

^погр

г д е //ф — р а с с т о я н и е ( п о в е р т и к а л и ) о т у с т ь я с к в а ж и н ы д о верхних о т в е р с т и й фильтра э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н ы , м; /У — минимально д о п у с т и м о е п о г р у ж е н и е (по вертикали) п р и е м н о й сетки н а с о с а п о д у р о в е н ь ж и д к о с т и в п е р и о д о с в о ­ ения с к в а ж и н ы , м (при о т с у т с т в и и о п ы т н ы х данных м о ж н о принять Н а ЮО м); 6 — средний у г о л м е ж д у в е р т и к а л ь ю и о с ь ю ствола скважины, град; g- = 9,81 м / с ; р — п л о т н о с т ь ж и д к о с т и , и з в л е к а е м о й н а с о с о м из с к в а ж и н ы в п е р и о д е е о с ­ воения*, кг/м'; р — текущее пластовое давление в районе расположения скважины, МПа; p — давление в устьевом с е ­ чении м е ж т р у б н о г о п р о с т р а н с т в а с к в а ж и н ы , к о т о р о е можно п р и н я т ь равным д а в л е н и ю р в в ы к и д н о й линии с к в а ж и н ы , у в е л и ч е н н о м у на 0,1 МПа, т о е с т ь р « 0,1 + /> , М П а ; е = = 2,7 18; р . — о т н о с и т е л ь н а я (по в о з д у х у ) п л о т н о с т ь п о п у т ­ н о г о газа; H . * — р а с с т о я н и е в м (но вертикали) о т у с т ь я с к в а ж и н ы д о у р о в н я ж и д к о с т и в ней в п е р и о д о с в о е н и я , оп­ ределяемое по формуле п р г р

погр

2

ж

вл

mv

л

М1р

г

л

о т н

y oz

Я . у

о с в

~ Н

ф

Ю~ • Ь - / ?

-

6

м

м т р

-^

о ы

/(*л')]/(?р );

(Ю2)

ж

п. 5.27; К—коэффициент продуктивности скважины, м / ( с у т • М П а ) , при э к с п л у а т а ц и и е е на у с т а н о в и в ш е м с я р е ж и ­ ме из и с х о д н ы х д а н н ы х ; * — поправка на у м е н ь ш е н и е К в с л е д ­ с т в и е з а г р я з н е н и я п р и з а б о й н о й части пласта п о п а в ш е й в нее технологической жидкостью при п р о м ы в к е или глушении скважины — и з и с х о д н ы х д а н н ы х . П у с т ь с к в а ж и н у п е р е д с п у с ­ ком УЭЦН глушили технологической жидкостью плотностью р = 1200 к г / м . Т о г д а :

Q O X J ^

h

3

3

3

т ж

// _ Ж

ОСВ

=

20Э8—

/14,5-0,75

(9,81-

Q2—\f

1200) ^

0 , 5 - 22

=

1235 м

и ^осв

—

2008+100 1235

1.178

—

9,81-

1200

I 14,5-0,7 5 X 1

'

1

0 , 9 5 6 3 = 1408 м

„

0 , 5 - ^2

5.29. С о п о с т а в л я е м значения п р е д в а р и т е л ь н о принятой в п. 5.4 г л у б и н ы с п у с к а L насоса и длины L из п. 5.28. Если Z, /L = ' l + 0 , 0 2 , т о значение L из п. 5.4 принимаем за о к о н ­ чательное; в случае L ! L < 1 н е о б х о д и м о увеличить глуби­ ну с п у с к а насоса д о L =*(l + 0 , 0 2 ) L осы j 6СЛИ Ж 8 А / Л ^> H

H

n c B

H

n c R

H

0 C B

a

н

0 с в

* Если скважину осваивали после глушений или после промывки технологи* ческой жидкостью, то р — это плотность технологической жидкости; если перед спуском насоса в скважину последнюю не глушили и не промывали технологичес­ кой жидкостью, т о за р следует принять среднюю плотность жидкости при СУ, которую предполагается добывать из скважины. ж

ж

59

> 1,02, т о з н а ч е н и е L м о ж н о у м е н ь ш и т ь в п л о т ь д о L — (1 -h + 0,02)L или о с т а в и т ь неизменным в з а в и с и м о с т и о т в о з ­ можности обеспечения насосом заданного дебита жидкости при в о з м о ж н о м е н ь ш е й г л у б и н е с п у с к а н а с о с а * . Д л я н а ш е г о с л у ч а я имеем: H

H

O C B

L /L H

= 1 5 0 8 / 1 4 0 8 = 1,071.

0 C B

Т а к как п о л у ч е н н о е значение LjL^a > 1,02, г л у б и н у ка насоса в с к в а ж и н у м о ж н о у м е н ь ш и т ь д о L

H

= (1 + 0,02) L

0 C B

спус­

= 3408 . . . 1436 м.

П р и м е м за н о в у ю г л у б и н у с п у с к а н а с о с а в с к в а ж и н у (с у ч е т о м ее о с в о е н и я ) L „ = 1420 м. 5.30. В ы ч и с л я е м н а п о р , к о т о р ы м д о л ж е н р а с п о л а г а т ь п о д ­ б и р а е м ы й к с к в а ж и н е н а с о с в п е р и о д е е о с в о е н и я при р а б о т е с д е б и т о м <2 из п. 5.27, п о ф о р м у л е 0ХЛ

7/

> Я

о с в

ф

J -//

с и п р

-

^ ^

п

л

-

Р

у

- - ^ | ,

(ЮЗ)

г д е р — давление в у с т ь е в о м с е ч е н и и Н К Т , М П а , р а в н о е д а в ­ л е н и ю р в в ы к и д н о й линии с к в а ж и н ы ; / / — потеря напора в м на п р е о д о л е н и е трения и м е с т н ы х с о п р о т и в л е н и й на пу­ ти д в и ж е н и я ж и д к о с т и от н а п о р н о г о п а т р у б к а насоса д о в ы ­ к и д н о й линии с к в а ж и н ы * * , о п р е д е л я е м ы е по и з в е с т н о й ф о р ­ муле: т •( у

я

с о п р

2

сопр —

В рассматриваемом

^тж

=

Ц' . Р, г ж

4 ^ 2

=

8G400. T.D* e

Аист"

1 К Т

.

примере:

4£ш

R

— —

.

S6400- 3 , Н Р т ж

=

0,302- 0,05-

1Чж

^ 0,05* 1200

=

]

2

0

8

0

0,0015

* Фактором, ограничивающим уменьшение глубины спуска насоса в скважи­ ну, можно считать минимально допустимое давление у входа в насос jP x,min Р установившейся работе системы насос — скважина. В среднем можно принять jPflsmin^bS МПа, хотя на практике это давление иногда снижают до ^ 0 , 5 МПа, если есть уверенность, что пластовое давление в районе расположения скважины в течение работы УЭЦН в ней не будет ниже того, которое имеет место в начале работы установки, и наоборот, повышают д о 2,5-^3 МПа, если снижение пла­ стового давления по какой-либо случайной причине (например, из-за выхода из строя на достаточно длительное время насосной станции системы поддержания пластового давления) в течение работы У Э Ц Н в скважине не исключено. *"*При обычной конструкции колонны подъемных труб Я р определяется практически только потерями напора на трение в Н К Т ; при этом, если Q a o ^ < 5 0 м / с у т , то Я получается пренебрежимо малой величиной, как это и видно B

т

С О П

3

с о п р

из рассматриваемого примера^ см. далее. 60

П

И

-f '

5-

10~

лла

и

N 0,25

i n - 6

1С.

I j

2

1420

Ясогр = 0,03

0,30^'

• -

0,05

Р

=0,030,

2

.

« 3,96 S 4 M . Q

9,81

п

с

г д е («тж 0,0015 П а - с — в я з к о с т ь т е х н о л о г и ч е с к о й П о д с т а в л я я с о о т в е т с т в у ю щ и е величины в (103), /У

осв

= 2008 + 4

—

9,81-

5 1

0,5-

'

2

1200

22

14,5—0,65-

1231 м.

=

N

(

5.31. О п р е д е л я е м п о п а с п о р т н о й его напор И при п о д а ч е Q, , из п. а

жидкости получаем

характеристике насоса 5.27 и п р о в е р я е м , вы-

jX T

ох л

п о л н я е т с я ли у с л о в и е И

° о ,

л

А

>0,98,

Н

(104)

и ОС в г д е Д Я — п о п р а в к а к п а с п о р т н о м у н а п о р у из п. 5.22, М — н а п о р , н е о б х о д и м ы й д л я о с в о е н и я с к в а ж и н ы , из п. 5.30. Если (104) у д о в л е т в о р я е т с я , п е р е х о д и м к п. 5.32, так как в ы б р а н ­ ным н а с о с о м при с п у с к е е г о в с к в а ж и н у на г л у б и н у , п р и н я ­ т у ю в п. 5.29, с к в а ж и н у м о ж н о о с в о и т ь , в п р о т и в н о м случае н е о б х о д и м о в з я т ь н а с о с с б о л е е в ы с о к и м н а п о р о м при Q . — о д н а к о т а к о й , ч т о б ы е г о н а п о р при Q б ы л не м е н ь ш е напора Я нз п. 5.21, и п о в т о р я т ь о п е р а ц и и , п р е д у с м о т р е н н ы е пп. 5.22н-5.31 д о тех пор, когда очередной типоразмер насоса у д о в л е т в о р и т н е р а в е н с т в у (104). осв

0X

T

3

в с

П о паспортной х а р а к т е р и с т и к е насоса Э Ц Н 5 - 1 3 0 - 1 4 0 0 н а х о ­ дим Н « 1800 м, при Q = 51,2 м / с у т . а

3

0X1

Подставив соответствующие L

800-_.90

значения в (102), п о л у ч а е м ;

=

3

0

1231

т о е с т ь т и п о р а з м е р насоса, выбранный в п. 5.22, у д о в л е т в о ­ р я е т н е р а в е н с т в у (104)5.32. О п р е д е л я е м д л я н о з о й г л у б и н ы с п у с к а насоса /-„ из п. 5.29 н о в ы е з н а ч е н и я : р и р вч по L и кривым / и 2 р и с . 5; в х

Рв », как в п. 5.5; р* в

ВХ7

Г

o

как в п. 5.6; К , с

c

a

как в п.

5.7;

/7 , д

в

а

с

,

как 61

ч

Таблица

6

Значения коэффициента быстроходности п ступеней погружных центробежных насосов для добычи нефти я

п S

Тип насоса

и

Т и п насиса

s

ЭЦНо-40

91

ЭЦН6-100

104

ЭЦН5-80

125

ЭЦН6—160

117

ЭЦН5—130

142

ЭЦН6-250

160

ЭЦН5-200

1S8

ЭЦН6-350

155

ЭЦН5А—100

125

Э1ДН6—500

263

ЭЦН5А—160

150

ЗЦН6—700

288

ЭЦН5А-250

167

ЭЦН6—1000

377

ЭЦН5А—360

222

ЭЦНИ—350

160

ЭЦН5А—500

300

ЭЦНИ—500

250

в п. 5.8; р а с с ч и т ы в а е м и с т р о и м н о в у ю к р и в у ю р ( ^ ) , как в п. 5.9; н а х о д и м /? и /? , как в п. 5.10; Т „ . , как в п . 5 . 1 1 , н о н к т

ВЫ1

с

с р

•с у ч е т о м у т о ч н е н н о г о р . из. п. 5.16; Q . , как в п. 5 12; Q , как в п. 5.13; Q , как в п. 5.14; т, как в п. 5.15; р , как в п. 5.16; /У , как в п. 5.17; р , как в п. 5 . ! 8 ; у-ш» как в п. 5.19. В ы п о л н и в с о о т в е т с т в у ю щ и е о п е р а ц и и * , н а х о д и м : /? = 3 , 1 1 М Л а ИЛ

р

r c p

M cp

cp

ер

с

с р

вх

р

г в х

1=0,22, р

в в х

(

= 0,323, ( р ; ) н « 0,246, К с = 0 , 1 5 4 , л . « « 7 , 8 8 М П а , и

и

р « ы х = 12,11 МПа, Яс-9,0 МПа, Г . - 310,8 К, Q ~> = 0,001396 м /с, Q = 6 9 4 - Ю " M V C , Q « 0,001465 м /с, т= 1,2714 к г / м , р = 867,8 к г / м , Я - 1057 м, |5 = 0,0474, [ i = 0,0106 Па • с. 5.33. У т о ч н я е м значения подачи Q и напора Я выбранно­ г о р а н е е насоса при р а б о т е е г о на в о д е в р е ж и м е , с о о т в е т с т ­ вующем значению Q и Н из п. 5.32, с о г л а с н о м е т о д и к е , и з ­ ложенной в [1]. Для этого: 5.33.1. О п р е д е л я е м значение к о э ф ф и ц и е н т а б ы с т р о х о д н о с т и р а б о ч е й с т у п е н и в ы б р а н н о г о н а с о с а п о т а б л . 6. Д л я насоса ЭЦН5-130-1400 л , = 142. н

3

r

3

c

7

p

c

3

ср

K

с р

3

p

с

СР

C M

4

c p

* Расчет кривой p{L i) iiK

в с

с

для новых значений Рвх.

Рд.нас "оказал, что новая

кривая мало отличается от кривой p(L ), рассчитанной, в п. 5.9, что обусловле­ но близкими значениями названных параметров в обоих случаях. По этой причи­ не в дальнейших расчетах за новую кривую />(£. ) принята кривая 3 на рис. 5, полученная в 5.9. m7

:]Кт

-62

Число Рвйиольдса Re

ч

Рис. 6. Зависимость относительных подачи и напора К Q_ Ц И относительного к.п.д. Кя погружного центробежного насоса от модифицированного числа Рейнольдса Re потока в его межлопаточных каналах для различных соответст­ венных режимов Q B / Q B W 1—0,5; 2 ^ 0 , 7 5 ; 3 — 1 ; 4—1,3 u

5.33.2. В ы ч и с л я е м значение м о д и ф и ц и р о в а н н о г о числа Р е й нольдса потока в каналах ступеней ц е н т р о б е ж н о г о насоса п о формуле

Re

u

=

(4,34-0.816-

Я

°/ «)

Q

7

c p

.

/

а

Р с р

Т

"

(

,

0

5

)

0.575

П

Д6 Qa.onr — п о д а ч а насоса ( м / с ) в о п т и м а л ь н о м р е ж и м е р а б о ­ т ы на в о д е по п а с п о р т н о й х а р а к т е р и с т и к е , а> = тел/30. П о д с т а в ­ ляя с о о т в е т с т в у ю щ и е в е л и ч и н ы , п о л у ч а е м : Г

3

R

0,001465- 867,8 ,

(4,3+0,816- 14?°-^)

e

142^'

0,0106

3

8

/

у

3,14 30

2325

0,001528

= 2998,6. 5.33.3. г к

Определяем относительную

Д е Q б е р е м из п. 5.21, и насоса. B

Q

О"

°

a

Q"onr — с

-

1 3 0

132

подачу насоса

паспортной

Qs/Q^om,

характеристи-

= 0,985.

63

5.33.4. Вычисляем значение K и

QJQB.MT

K

H

•

K

Re

u

/ (Re

u

-

50

+

200

Q /QS. OT): B

(Ю7)

0

_ (3,585 - 0 , 8 2 1 • lg2998,6)(0,027 + 0,0485 X

I

H

Q =

H t

Re„

0,027 + 0,0485 - ^ 2 - V (106)

4

K

найденных в ы ш е

формулам

1 - ( 3 , 5 8 5 — 0,821 l g R e ) /

=

Q

р и с . 6 или п о

ПО

Для

HtQ

X 0,985) = 0,945, K

H

= 2998,6/(2998,6 -

Q

Из п о л у ч е н н ы х н о K *= 0,945.

50 + 200 • 0,985) = 0,953.

значений б е р е м н а и м е н ь ш е е , а и м е н ­

ДВУХ

HiQ

5.33.5. О п р е д е л я е м у т о ч н е н н о е значение подачи Q и н а п о ­ ра Я при р а б о т е насоса на в о д е , с о о т в е т с т в у ю щ е е Q из 5.32 или из п. 5.14 и 5.17: B

в с

c p

_0^р_

0^001465_

=

/С ,р

0,945

я

Я

н

с

=

_

=

KHiQ

=

133,9 м / с у т ,

=

_

3

-0,945

П 18,5 « 1119 м.

5.33.5. П р о в е р я е м , у д о в л е т в о р я ю т ли н а й д е н н ы е в п. 5.33.5 значения Q и Н неравенствам (2) и (3). Если не у д о в л е т в о ­ р я ю т , б е р е м д р у г о й т и п о р а з м е р насоса и п о в т о р я е м в ы ч и с л е ­ ния п о пп. 5.22 . . . 5.33.5. яс

R

0 б5<

=

)

'

1 , 0 1 4 < 1,25;

^ 1 3 2

1 И 9 < 1 4 6 0 - 190 = 1270 м. Т а к как у п о м я н у т ы е н е р а в е н с т в а у д о в л е т в о р я ю т с я , п е р е ­ х о д и м к п. 5.34. 5.34. В ы ч и с л я е м значение к о э ф ф и ц и е н т а /С„ для н а й д е н н ы х выше R e

u

и Q IQl.nm B

К

п

по рис. 6 или п о

= 0,274- l g R

2 l l

формулам:

- 0 , 0 6 - 0 , 1 4 . QJQl ,

К^ = 0,485 • l g R e - 0 , 6 3 - 0 , 2 6 u

ntn

QJQl : om

/C = 0,274 - I g 2 9 9 8 , 6 — 0,06 - 0 , 1 4 • 1 3 5 , 9 / 1 3 2 - 0 , 7 5 1 , fl

^

= 0,485-

l g 2 9 9 8 , 6 - 0 , 6 3 — 0 . 2 o • 1 3 3 , 9 / П 2 = 0,793

и б е р е м н а и м е н ь ш е е : /С = 0 , 7 5 1 . 64

(108) (109)

5.35. О п р е д е л я е м р а з н о с т ь м е ж д у д а в л е н и е м , к о т о р о е мо­ ж е т с о з д а т ь н а с о с с н о м и н а л ь н ы м ч и с л о м с т у п е н е й при р а б о ­ т е в с к в а ж и н е на у с т а н о в и в ш е м с я р е ж и м е с д е б и т о м <З у> т о е с т ь при с р е д н е и н т е г р а л ь н о ы р а с х о д е с к в а ж и н н о й п р о д у к ­ ции ч е р е з н а с о с Q из п. 5.32 и д а в л е н и е м , д о с т а т о ч н ы м для р а б о т ы с и с т е м ы скважина — У Э Ц Н на э т о м р е ж и м е , ( М П а ) , -по ф о р м у л е ЖС

cp

Ар г д е # = 9,81 м / с ; р 2

Нп«= Др=!0- 6

//

\0'^ gK (H ~tp

с р

из

HiQ

Hn

п. 5.32; К

),

(110)

Q — из п. 5.33.4;

И

1 4 6 0 — 1 9 0 = 1270 м

н с

;

Н=

8 6 7 , 8 - 9 , 8 1 - 0,945 (1270 -

вс

1119 м; 1119) = 1,21 М П а .

5.36. В ы ч и с л я е м значение о т н о ш е н и я Ар/р , г д е Ар— из п. 5.35, р — из п. 5.32. Если Ар,'р <0,05, п е р е х о д и м к п. 5 . 4 1 , е с л и Ар/р > 0,05 — к п. 5.37: с

с

с

с

±1 Рс

=

^

A1L

о,П4.

9,0

Т а к как 0,134 > 0 , 0 5 , д а в л е н и е , к о т о р о е н а с о с с п о с о б е н р а з ­ вивать при р а б о т е с о с р е д н е и н т е г р а л ь н о й п о д а ч е й 133,9 м / с у т в скважине, намного превышает т р е б у е м о е , благодаря чему д е й с т в и т е л ь н ы й д е б и т ж и д к о с т и из с к в а ж и н ы , если не при­ нять н е о б х о д и м ы х м е р , м о ж е т о к а з а т ь с я с у щ е с т в е н н о б о л ь ш е Заданного. • 5.37. В ы б и р а е м о д и н из д в у х в о з м о ж н ы х с п о с о б о в у м е н ь ­ шения п о д а ч и ж и д к о с т и из с к в а ж и н ы п о д о б р а н н ы м в ы ш е на­ с о с о м д о значения £> : 1) у м е н ь ш е н и е ч и с л а с т у п е н е й в на­ с о с е , 2) у с т а н о в к у в начале в ы к и д н о й линии с к в а ж и н ы у с т ь е ­ в о г о ш т у ц е р а * , и с х о д я из т е х н и ч е с к о й п о л и т и к и н е ф т е д о б ы ­ вающего предприятия. 5.38. Если п р и н я т о р е ш е н и е и с п о л ь з о в а т ь первый с п о с о б , т о о п р е д е л я е м ч и с л о ступеней Дг п о ф о р м у л е 3

жсу

Az = zJ

1-

- £ s _ Y

(111)

* Другие возможные способы ограничения добита скважины, эксплуатируе­ мой УЭЦН при круглосуточной непрерывной работе на определенной глубине ' ^ у с к а насоса, как-то: снижение частоты вращения иала насоса, установка глу­ бинного штуцера на выходе из насоса — в настоящее время на отечественных Нефтепромыслах не применяются. Уменьшение же глубины спуска насоса для достижения указанной цели в Данном случае исключено, так как по ходу изложенного выше расчета глубину ^ у с к а насоса принимают, как правило, минимально допустимой, исходя из усло­ вия освоения скважины. 65

^ = 0,585 ^ 1 ,V = H

10

- 3

-JHL. j =

0,509,

- 0,001465 • 1057 . 857,8 • 9,81/(0,751 • 0,509) =

.

= 34,5 к В т . 5.41.2. В ы ч и с л я е м м о щ н о с т ь , п о т р е б л я е м у ю н а с о с о м при р а б о т е с и с т е м ы скважина — У Э Ц Н в у с т а н о в и в ш е м с я р е ж и м е при у с л о в и и , ч т о п о д г о н к а насоса к т р е б о в а н и я м скважины о с у щ е с т в л е н а за с ч е т у с т ь е в о г о ш т у ц е р а , по ф о р м у л е ЛГ = 10* • Q ( К

cp

р ых в

)

Б

/

•

Кг) - K V

r C J

(П5)

где р — д а в л е н и е (МПа) в Н К Т на г л у б и н е L из п. 5.29 по к р и в о й р(^шт), п р о х о д я щ е й ч е р е з т о ч к у Б ( с м . рис. 5); р8х — д а в л е н и е (МПа) п е р е д в х о д о м в н а с о с — из п. 5.29; К^— из п. 5.30; 7 j [ ] — • из п. 5.36.1. П о д с т а в и в с о о т в е т с т в у ю щ и е значения в (115), п о л у ч а е м : Б в ых

t t

/V„ =

Ю . 0,001465 (13,48 — 3 , 1 1 ) / 0,509 X 3

X 0,751 ~

39,7 к В т .

5.42. О п р е д е л я е м о т н о ш е н и е н о м и н а л ь н о й м о щ н о с т и э л е к т ­ р о д в и г а т е л я , в ы б р а н н о г о в п. 5.22, к м о щ н о с т и , п о т р е б л я е м о й н а с о с о м , найденной в п. 5.41.1 или 5.41.2 в з а в и с и м о с т и о т т о г о , к а к о й с п о с о б р е г у л и р о в а н и я напора насоса р е ш е н о и с ­ п о л ь з о в а т ь при п о д б о р е У Э Ц Н к с к в а ж и н е . В первом случае получаем: J*s_ = ^ ^ = Л'„

1,3,

34,5

во в т о р о м —• Л'»,

N

H

=

45

=

1,13.

39,7

Таким о б р а з о м , штатный д р и г а т е л ь П Э Д 4 0 - 103АВ5, в ы б ­ ранный в п. 5.22, м о ж е т б ы т ь и с п о л ь з о в а н д л я п р и в о д а н а с о ­ са ЭЦН5-130-1400 в о б о и х с л у ч а я х . О д н а к о первый с л у ч а й п р е д п о ч т и т е л ь н е е , так как запас м о щ н о с т и у двигателя о к а ­ зывается б л и ж е к у с т а н о в л е н н о м у п р а к т и к о й (см. п. 5.26).

Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатация нефтяных месторождений. Добыча нефти. П о д редакцией Ш. К- Гиматудинова. — М.: Недра, 1983, с, 456. 2. Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышлен­ ности. Каталог. « Ц И Н Т И Х И М Н Е Ф Т Е М А Ш » . — М : 3980 г„ с. 24. 3. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Ш. К- Гиматудинова. — М.: Недра, 1974, с. 704. 4. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. П о д редакцией Е. И, Бухаленко, Авторы: Е. И. Бухаленко, Э. Г, Ибрагимов, Н. Г. Курбанов, А. Т Раси-Заде, Ш. Т. Д ж а ф а р о в , Н. М, Байков, В, В. Вершковой, — М.: Н е д ­ ра, 1983, с, 400. 5. Г. Ф, Т р е б и н, Н, В. Ч а р ы г и к, Т. М , О б у х о в а. Нефти месторож­ дений Советского Союза: Справочник: — М,, Недра, 1980, с. 583. 6. Ш т о ф М. Д . Расчет свойств пластовых нефтей. Методическое р у к о в о д ­ с т в о . — К у й б ы ш е в : Г И П Р О В О С Т О К Н Е Ф Т Ь , 1974, с. 40. 7. И. И. Д у н ю ш к н н, И. Т. М и щ е н к о , Расчет основных свойств пла­ стовых нефтей при добыче и подготовке нефти. Учебное пособие. —- М.: М И Н Г , 1982, с. 79. 8. Ч и ч е р о в Л . Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебное по­ собие для вузов. — М.: Недра, 1983, 312 с.

F

СОДЕРЖАНИЕ

1. 2. 3. 4.

Введение Основные этапы подбора УЭЦН к скважине Подготовка исходных данных Основные понятия, определения и формулы, используемые в расчетах 4.1. Объемные соотношения фаз и кинематические параметры потока скважинной продукции 4.2. Типы и структурные формы скважинной продукции, условия д границы их существования 4.3. Вычисление истинных долей фаз в восходящем двух- и трехфаз­ ном потоке 4.4. Число Рейноль'дса потока дисперсной системы н коэффициент гидравлического трения 4.5. Плотность и коэффициент сверхсжимасмости попутного газа 4.6. Температура потока на различных участках скважинной про­ дукции 4.7. Коэффициент сепарации свободного газа от газожндкостпой сме­ си перед входом в насос 4.8- Коэффициент фазовой равновесности Г Ж С 4.9. Стандартное и действительное давление насыщения жидкости газом 4.10. Массовый расход скважинной продукции , 4.11. Объемные расходы фаз и скважинной продукции ь целом по пути движения от фильтра д о устья скважины 4.12. Среднеинтегральный расход скважинной продукции через насос 4.13. Срсднеинтегральные плотность и газосодержанне продукции в насосе, напор насоса 4.14. Длина участка подъемной колонны, соответствующая извест­ ному перепаду давления на его концах 4.15. Условия бескавитационной работы насоса в скважине "[ 5. Выбор типоразмера и глубины спуска У Э Ц Н в скважину Литература я

Стр, 3 3 10 15 15 16 17 21 24 25 27 29 29 30 30 31 33 34 34 35 69

Св. тем. план 1987, поз. 12

П. Д. л я п к о в Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине

Редактор 5 . 5 .

Пантелеева

Технический редактор С. М. Корректор Г. Г.

Солодовникова

Демина

Л-47683 Подписано в печать 26Л 1.1987 г. Объем 4,5 п. л. 4,0 уч.-изд. л. Заказ 2175 Тираж

Формат 6 0 X 9 0 ' / . 190 зкз. Цена 15 коп.

Серпуховская типография Упрполиграфиздата Мособлисполкома

J 6